Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое

Способы принудительного удаления воды подразделяем на газогидродинамические, физико-химические и механизированные.

Освобождать ствол скважины от воды можно путем подъема на поверхность либо подачи в поглощающий пласт (тот же или другой). Первая подгруппа способов предусматривает создание скоростей газа больше критической для выноса, диспергирование жидкости или остановки для поглощения жидкости пластом. Наибольшее применение из них нашли периодические продувки скважины.

Для периодического удаления жидкости из скважин путем перекрытия потока газа, накопления энергии и удаления жидкости предназначен автоматический комплекс «Забой-l». Он может использоваться на скважинах, работающих с большими депрессиями и малыми расходами жидкости (до 1-2 т/сут).

Комплекс настраивается на разность давлений в за трубном пространстве и выкидной линии. Питание пневмоавтоматики комплекса осуществляется газом из затрубного пространства.

Два датчика давления управляют мембранным исполнительным механизмом запорного клапана.

Автоматическая система «Ласточка-73» является многофункциональным устройством и позволяет поддерживать условия для непрерывного или периодического выноса воды, а также заданный режим эксплуатации. Она обеспечивает перераспределение потоков газа по трубам и затрубному пространству, а тем самым - условия для выноса воды.[5]

Наиболее широкое применение из всех способов удаления воды получил физико-химический способ - ввод в скважину пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидком виде. Сущность способа состоит в том, что при закачке водного раствора пенообразующего ПАВ в скважину, растворенного в пластовой воде и прохождении газа образуется пена. Так как плотность пены значительно меньше плотности воды, то она выносится газовым потоком при скоростях всего 0,1-0,2 м/с, то есть в 50 раз меньше, чем для воды. В качестве пенообразующих ПАВ применяют ОП-10, превоцелл, сульфанол и др. Концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, составляет 2-3 г/л. При наличии газоконденсата концентрацию ПАВ увеличивают. Для предупреждения замерзания в зимних условиях в водный раствор ПАВ вводят антифриз (метанол, гликоль, хлористый кальций). Раствор ПАВ закачивается в затрубное пространство посредством передвижного или стационарного агрегата любого типа, основные элементы которого - емкость для раствора ПАВ и насос. Периодический и непрерывный ввод ПАВ можно проводить с помощью различных аппаратов и устройств, устанавливаемых на устье скважины, а также с помощью метанольной установки капельного типа.

2.3 Причины гидратообразования

Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутаны), взаимодействуя с водой, способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6-7 молекул воды, например, СН₄Ч6Н₂О; С₂Н₆ Ч7Н₂0.

Уменьшение температуры ДТ связано с уменьшением давления Др уравнением

где е_г - среднеинтегральный коэффициент Джоуля - Томсона или дроссельный коэффициент (дросселирование - понижение давления при прохождении газа или жидкости через дроссель - местное гидравлическое сопротивление). Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6-17 молекул воды, например СН₄·6Н₂О; С₂Н₆·8Н₂О; С₃Н₈*17Н₂О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.

Гидраты представляют собой физико-химическое соединение воды с углеводородными газами.

По внешнему виду гидраты похожи на рыхлый снег с желтоватым оттенком, или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду. Безгидратный режим работы возможен при условии

P ? Pp и T?Tp

где р_р и Т_р - равновесные давление и температура гидратообразования. Величины р_р и Т_р определяют экспериментально.

Причем, чем выше давление, тем выше Тр. В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической t_кр:

Таблица 3. - Температура гидратообразования

Газ	СН4	С2 Н6	i- С3Н3	n-С4Н10
Tкр 0С	21,5	14,5	5,5	1,5

Влияние неуглеводородных компонентов и свойств природного газа на гидратообразование.

Увеличение процентного содержания сероводорода углекислого газа приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Например, при давлении 50атм. для чистого метана температура образования гидратов составляет 6^оС, а при 25-ом содержании H₂S она достигает 10^оС. Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов, т. е. в этом случае гидраты становятся менее устойчивыми. Например, если в природном газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты его при температуре 10°С остаются устойчивыми до давления 34 атм., если же в газе содержится 18% азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 30 атм.

Для образования гидратов в жидких углеводородных газах требуются более высокое давление и более низкие температуры. В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.

Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо труднее, чем в газообразных. Чтобы начался этот процесс, требуется выдержать систему при соответствующих условиях в течение некоторого времени и в основном в условиях равновесия. Однако при отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты начинают образовываться быстро. Гидраты жидких углеводородных газов легче воды

При движении нефтяного и природного газа по газосборным сетям температура и давление его всегда падают с выделением углеводородного и водного конденсатов.

Углеводородный и водный конденсат в пониженных местах газопровода образует жидкостные пробки, сильно снижающие пропускную способность газопроводов. Кроме того, при определенных термодинамических условиях газы в контакте с водным конденсатом могут образовывать гидраты, которые, отлагаясь на стенках труб, уменьшают сечение газопровода. [7]

2.4 Методы предупреждения и ликвидации гидратов на месторождении

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 q_{н(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; а_м-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 (Дt) гидратообразования различными ингибиторами в зависимости от их концентрации (К):

1 - 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:

1) метанол - сильный яд, вызывающий загрязнение окружающей среды и отравление не только при попадании внутрь организма, но и при вдыхании его паров;

2) в рабочий бачок этот агент закачивается ручным насосом, на что оператор расходует много времени;

3) 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 м³ каждый. 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:

1 - 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

Показатели	Значения
Производительность по пару, м3/с	1,6
Давление пара, МПа	10
Температура пара, 0С	310
Вместимость цистерны для воды, м3	5,2
Габаритные размеры установки, мм: на базе КрАЗ-250 на базе КрАЗ-260	9520х2500х3432 9452х27722х3540
Масса 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;

3. отработки скважины после освоения;

4. отвода задавочной жидкости в приёмную ёмкость при освоении;

5. 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 414 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:

1 - 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:

1, 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]

2.5 Система сбора и подготовки газа на промысле

К принципиальным положениями принятой схемы сбора и подготовки газа и конденсата следует отнести следующие:

1) система сбора газа по лучевой схеме, на установку подготовки газа. Индивидуальные шлейфы от каждой скважины проложены подземно совместно с индивидуальными метанолопроводами;

2) осушку и отбензинивание газа предусматривалось осуществлять на УКПГ способом низкотемпературной сепарации в течении 3 лет, абсорбционной осушкой газа с 4 года разработки;

3) транспорт газа осуществляется по однотрубной системе: первые шесть лет в систему дальнего магистрального транспорта, затем, со снижением давления на устьях скважин ниже 5,5МПа_на собственные нужды острова.

4) конденсат углеводородов, выделяемый из газа в процессе его подготовки, после дегазации проходит процесс отделения от воды, при чем степень подготовки конденсата должна соответствовать степени подготовки нефти по I категории качества. После подготовки конденсат по трубопроводу Ду100 мм насосом откачивается в магистральный нефтепровод “Оха_Комсомольск”.

Схема сбора показана на рисунке 12.

В соответствии с принятыми технологическими решениями, схема сбора предусматривает самостоятельный транспорт продукции каждой скважины по лучевой системе от устьев до УКПГ. рядом со шлейфами прокладываются метанолопроводы для подачи ингибитора гидратообразований на устье скважин.

Рисунок 12 - Схема сбора продукции скважин

По пропускной способности шлейфы рассчитаны по максимальному дебиту, с потерей давления по длине не более 5% от давления на устье. Диаметр метанолопроводов выбран с расчетом обеспечения надежности при монтаже и эксплуатации. [10,11]

Расчётный диаметр шлейфов - 114 мм, метанолопроводов - 57 мм.

Общая протяжённость шлейфов 12 км, метанолопроводов также 12 км.

В соответствии с техусловиями ОСТ 51.48-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы» газ для районов с умеренным климатом, к которому относится район месторождения, должен быть подготовлен по следующим параметрам:

1. точка росы газа по влаге -0С летом и минус 5С зимой;

2. точка росы газа по углеводородам -0С летом и 0С зимой;

3. масса механических примесей в 1 м³, не более -0,003

4. масса сероводорода в 1 м³, не более -0,02 г;

5. масса меркаптановой серы в 1 м³, не более -0,036 г;

6. объёмная доля кислорода, не более -1,0%.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов - снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Очистка газа от механических примесей. Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:

- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

- работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);

В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м³.

Осушка газа. Для осушки газа используются следующие методы:

- охлаждение;

- абсорбция;

- адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для диэтиленгликоля (ДЭГ) она равна 244,5°С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4°С. ДЭГ понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а ТЭГ - на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.

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 др.

Очистка газа от сероводорода. Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.

Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99% и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход газа.

Очистка газа от углекислого газа. Обычно очистка газа от СО2 проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами. [9]

2.6 Определение условий гидратообразования

Условиями образования гидратов является присутствие одновременно трех факторов: низкой температуры, высокого давления и наличия влаги, что всегда имеет место при добыче нефтяного и природного газа.

Гидраты природных газов - типичные смешанные гидраты, в которых гидратообразователями являются не отдельные углеводороды, а смесь газов. Присутствие H₂S в смеси природных и нефтяных газов значительно повышает температуру гидратообразования. В то же время наличие в газе H₂S и СО₂ понижает равновесное давление гидратообразования, причем влияние H₂S значительно сильнее, чем СО₂.

Условиями образования смешанных гидратов не совпадают с условиями гидратообразования отдельных компонентов и зависят от состава газа. Чем выше плотность газа, тем выше, как правило, температура гидратообразования (рисунок 13).

Рисунок 13 - График условий гидратообразования

Область существования гидратов на этом рисунке располагается левее и выше приведенных кривых. Основное условие образования гидратов - это полное насыщенность газа парами воды. Если снизить содержание паров воды в газе до такого значения, что парциальное давление водяного пара станет меньше упругости паров гидрата, то последний не сможет образовываться.

На рисунке 13 видно, что вероятность образования гидратов увеличивается с повышением давления и снижением температуры газа. Гидраты могут образовываться на всем пути движения газа от забоя скважины до пункта сбора газа, причем самая неприятная особенность гидратов заключается в том, что они способны образовываться при температурах значительно выше нуля.

Рисунок 14 - Максимальное содержание влаги в газе в зависимости от давления и температуры.

Условия образования гидратов природных газов с различной плотностью можно определить по графику (рисунок 14), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа - зона без гидратов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Зону возможного гидратообразования в газопроводе находят следующим образом: определяют температуру газа, падение давления, температуру гидратообразования и точку росы. Полученные значения наносят на график (рисунок 14). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования. Точка росы определяется обычно путём охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах разрушаются при снижении давления в системе, увеличении температуры в аппарате или на участке газопровода, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей, аммиака и хлористого кальция, способствующих разрушению гидратов.

Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислотой, которая содержится в природном газе, и образует с ней осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.[8]

Необходимое количество метанола рассчитывают следующим образом.

Определяют количество воды (в г/сут), выделившейся из газа за сутки,

q_в = (m_tp - m_tj) Q,

где m_tp и m_tj - влагосодержание при температуре точки росы t_p и фактической температуре tj газа в газопроводе, г/мі;

Q - расход газа, мі/сут.

Рисунок 15 - График гидратообразования для природных газов с различной относительной плотностью.

По заданным параметрам газа, давлению и относительной плотности определяют температуру образования гидратов t_г (рисунок 16). Величину требуемого снижения точки росы ?t_p по углеводородам рассчитывают по формуле:

?t_p = t_г - t_j.

Рисунок 16 - График изменения температуры и давления и зона образования гидратов в магистральном трубопроводе.

По графику определяют минимальное содержание метанола в жидкости (Мж) для температуры ?t_p. Находят отношение содержания метанола в парах к его содержанию в жидкости (Км). Рассчитывают концентрацию метанола в газе:

Км.г = Км Мж.

Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения жидкости:

Gм.ж = qМж / 100 - Мж

Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения газа:

Gм.г = Км.г Q

Находят общий расход метанола (в г/сут):

Gм = Gм.ж + Gм.г

Рисунок 17 - График понижения точки замерзания жидкости в зависимости от содержания метанола.

Рисунок 18 - График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости от давления и температуры газа.

2.7 Расчет условий гидратообразования

Исходные данные:

- Т_у = 24⁰С - устьевая температура,

- с_от = 0,68 - относительная плотность газа,

- Р_у = 16 МПа - устьевое давление.

Решение

Для предупреждения гидратообразования необходимо создать режим в соответствии с условием:

P ? Pp и T?Tp,

где t_р и Т_р - равновесные давление и температура гидратообразования. Величины р_р и Т_р определяют экспериментально.

При положительных температурах взаимосвязь между равновесной температурой и равновесным давлением гидратообразования имеет вид:



где t_р -- равновесная температура гидратообразования, °С; р_р - равновесное давление гидратообразования, МПа; В, В₁ - числовые коэффициенты (табл. 5).

Таблица 5 - Зависимость коэффициентов В и В₁ от относительной плотности

Определим возможность образования кристаллогидратов в скважине, если давление на устье скважины Р_у = 16 МПа, температура Т_у = 24 ⁰С, а относительная плотность газа при этом давлении с = 0,68.

По табл. для с = 0,68 определяем:

В = 14,34,

В₁ = 45,6

Рассчитываем равновесную температуру по формуле

t_р = 18,47 (1 + lg р_р) - В

t_р = 18,47(1 + lg 16) -14,34 = 26,4^оС

или lg Р_р =

отсюда Р_р = 0,5 МПа

Вывод: Сравнивая температуру на устье Т_у = 24⁰С с рассчитанной t_р = 26,4^оС устанавливаем, что образование кристаллогидратов в скважине возможно, так как t_у < t_р. Отсюда можно сделать вывод, что образование гидратов зависит от относительной плотности газа, т.е. чем выше плотность газа и чем ниже давление на устье скважины, тем выше вероятность гидратообразования.[6]

2.8 Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин

Рассмотрим применение оборудования для дозированной подачи химического реагента (ОПР) (рисунок 19), предназначенное для регулируемой подачи метанола в зону перфорации или затрубное пространство газовых и газоконденсатных скважин, в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки газа. Такое оборудование позволяет снизить потребление метанола до 6,5 тыс.л/год при заводских настройках порога срабатывания клапана 25-30 кгс/см³: до 2,5 л/час.

ОПР может эксплуатироваться при температуре воздуха от минус 60⁰ С до плюс 40⁰ С. ОПР с блоком подачи метанола (БПМ) включает в себя наземное и скважинное оборудование.

Установка, монтаж блоков подачи должна производиться на подготовленную площадку или сваи. Прокладка трубопровода наземного от блока до устья скважины производится по воздуху на стойках. Спуск трубопровода скважинного производится с помощью автонаматывателя и подвесного ролика, установленного на ремонтном агрегате.

газовая скважина гидратообразование метанол



Рисунок 19 - Оборудование подачи реагента (ОПР). Схема обвязки

Блочное оборудование (рисунок 20) предназначено для хранения и регулируемой подачи метилового спирта в зону перфорации, в затрубное пространство газовых и газоконденсатных скважин, а также в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки газа, с целью предотвращения гидратных пробок и отложений. В районах с низкими температурами окружающей среды, для предотвращения замерзания рабочей диафрагмы газовой скважины. Кроме того, может применяться для подачи поверхностно активного вещества (ПАВ) к забою газовой скважины с целью выноса жидкости с забоя, для более стабильной работы скважины.

Оборудование обеспечивает хранение метанола под азотной подушкой с содержанием воды не более 0,02%. Конструкция блока предусматривает три варианта размещения управляющей аппаратуры:

1. Встроенный аппаратный отсек герметично отделен от технологической секции;

2. Аппаратный отсек имеет отдельный вход и герметично отделен от технологического отсека на одной раме;



Рисунок 20 - Блок подачи метанола. Габаритные размеры.

3. Выносной шкаф управления размещается в отдельном закрытом помещении на территории объекта.

В блоке со съемной крышей размещены: емкость для хранения метанола под азотной подушкой давлением 1,5…2 кПа, дозировочные насосы и вспомогательное оборудование. Пульт оператора вынесен из блока в отдельный герметичный аппаратный отсек. В нем располагается шкаф КИПиА, могут располагаться баллоны для хранения азота и редуктора для понижения высокого давления системы «азотного дыхания». Дополнительно в блоке установлен регулятор давления газа для понижения давления газа до рабочего значения.

Преимущества. Вспомогательное оборудование состоит из аварийной вентиляции, срабатывающей при повышении концентрации паров метанола выше ПДК, системы автоматического контроля паров метанола, системы отключения аварийной вентиляции и всего электрооборудования в случае пожара, системы звукового и светового оповещения.

Емкость блока оборудована линией деаэрации с дыхательным клапаном. Заполнение емкости может производиться от метанолопровода, расположенного на месторождении, либо от транспортной емкости через трубопровод. Сигнал о наполнении емкости поступает от сигнализатора уровня. Уровнемер служит для определения точного расхода насосов-дозаторов.

Манометры могут быть расположены как в насосном отсеке, так и на пульте оператора.

Технические характеристики: количество дозаторов 2 шт., давление на выходе насоса 6,3-40 МПа Объем технологической емкости 1,0-6,0 м3, потребляемая мощность не более 15 кВт

Устройства ввода условным проходом Dу 6мм монтируется на устьевую арматуру и выполняет функцию подачи метанола в затрубное пространство или соединения наземного и скважинного трубопроводов, обеспечивая проход линии подачи реагента через устьевую арматуру.

Трубопровод скважинный (рисунок 21) условным проходом DN4 и DN6 предназначен для подачи метанола в скважину в колонну НКТ. Трубопровод крепится к колонне НКТ аналогично силовому кабелю УЭЦН. Представляет собой тонкостенную нержавеющую трубку, защищенную от механических повреждений двумя слоями оплетки из стальной проволоки. Крепление трубопровода производится на муфтовых соединениях колонны НКТ при помощи хомута-протектора, который также служит для его защиты от механических повреждений при спускоподъемных операциях, что исключает сдавливание трубопровода скважинного, контакт со стенками и стыками колонны, тем самым, предотвращая износ брони трубопровода и защищая его от ударных нагрузок.

Рисунок 21 - Трубопровод скважинный

Преимущества. Верхняя заделка трубопровода (механическая) поставляется отдельно и устанавливается в верхней части трубопровода после его спуска в скважину (служит для соединения устройства ввода с трубопроводом скважинным). В случае разрыва брони и капиллярной трубки трубопровода скважинного производится механическое сращивание трубопровода при помощи ремкомплекта или производится пайка в заводских условиях.

Максимальная пропускная способность трубопровода ограничена. Определяется физическими свойствами жидкости, длиной трубопровода, внутренним диаметром, давлением в системе.

Устройство дозирования с комплектом грузов (рисунок 22) предназначено для подачи метанола внутрь эксплуатационной колонны. В состав устройства входит муфта-клапан, имеющая перенастраиваемый порог срабатывания; карабин, состоящий из двух частей, свободно вращающихся относительно друг друга; комплект грузов, который увеличивает вес, что упрощает спуск устройства и исключает перегиб трубопровода скважинного.

Муфта-клапан (рисунок 23) условным проходом DN 5 мм предназначена для подачи метанола во внутрь колонны НКТ (эксплуатационной колонны). Устанавливается на любой уровень скважины, между двух труб НКТ. Состоит из эксцентричной муфты и встроенного обратного клапана с перенастраиваемым порогом срабатывания. Порог настраивается пружиной клапана. При превышении давления на входе сверх установленного, клапан открывается. [13]



Рисунок 22 - Устройство дозирования с комплектом грузов

Рисунок 23 - Муфта-клапан

3. Экономическая часть

3.1 Расчет себестоимости сбора и подготовки природного газа

Произведем расчет себестоимости сбора и подготовки газа на месторождении при подачи метанола от УКПГ по трубопроводам на устье действующих скважин исходя из расхода 14,6 тыс.л/год в соответствии с принятой схемой сбора и подготовки газа на месторождении Узловое.

Расчет материальных затрат

Экономический элемент себестоимости «Материальные затраты» не включает стоимость приобретаемых предприятием основных и вспомогательных материалов, всех видов энергии, комплектующих и запасных частей в год.

Таблица 6 - Расчет материальных затрат

Наименование материалов	Единицы измерения	Норма расхода	Расход, единиц	Цена, руб.	Стоимость, руб.
Метанол	л		14600	12,0	175200
Абсорбент	кг		550	50,0	27500
Итого	-	-	-	-	202700

Расчет численности персонала и фонда оплаты труда.

Таблица 7 - Расчет численности персонала и фонда оплаты труда

Должность	Разряд	Численность	Часовая тарифная ставка (руб.)	Отработано часов	Тарифный фонд оплаты труда (руб.)
Оператор по добыче нефти и газа	5	1	180,63	1903	343739,0
Оператор по добыче нефти и газа	4	2	160,15	3806	609531,0
Итого		3			953270,0

В соответствии с премиальным положением определяем размер премии (25% от тарифного фонда оплаты труда):

Пр = 953270,0·0,25 = 238,32 тыс. руб.;

Определяем размер северных и районных льгот:

Слг = (953,27+238,32)·0,9 = 1072,431 тыс. руб.;

Определяем размер доплат за переработанное время:

Дн = (953,27+238,32+1072,431)·0,18 = 407,52 тыс. руб.;

Определяем годовой фонд оплаты труда рабочих:

ФОТ=953,27+238,32+1072,431 +407,52 = 2671,541 тыс. руб.

Расчет амортизации основных средств

Размер амортизации основных средств определяется исходя из балансовой стоимости основных средств и общей нормы амортизации.

Таблица 8 - Расчет амортизации основных средств

Наименование основных средств	Первоначальная стоимость, руб.	Норма амортизации, %	Сумма амортизации руб.
Метанольная установка	1260200	15	189030
Адсорбер	608000	12	72960
Абсорбер	608000	12	72960
Итого			334950

Расчет полной себестоимости сбора и подготовки природного газа

Таблица 9 - Расчет полной себестоимости

Наименование экономических элементов себестоимости	Сумма затрат, тыс. руб.	Структура затрат, %
Материальные затраты	202,7	4,5
Расходы на оплату труда	2671,5	58,9
Взносы на ОПС, ФСС, ФОМС (27,3% от ФОТ)	729,3	16,1
Амортизация основных средств	335,0	7,4
Прочие затраты 15% от суммы вышеуказанных затрат (материалы, все виды энергии, комплектующие и запасные части)	590,8	13,1
Итого:	4529,3	100

3.2 Расчет себестоимости продукции и ликвидации гидратообразования при закачке метанола в скважину

При закачке метанола на забой скважины при помощи оборудования для дозированной подачи химического реагента, потребление метанола снижается до 6,5 тыс. л/год на весь фонд действующих на месторождении скважин.

Для обслуживания блока подачи метанола необходимая численность персонала составляет 2 человека: оператор по добыче нефти и газа 5 разряда и оператор КИПиА.

Таблица 10 - Расчет материальных затрат

Наименование материалов	Единицы измерения	Норма расхода	Расход, единиц	Цена, руб.	Стоимость, руб.
Метанол	л	6	6500	12,0	78000
Итого	-	-	-	-	78000

Расчет численности персонала и фонда оплаты труда.

Таблица 11 - Расчет численности персонала и фонда оплаты труда.

Должность	Разряд	Численность	Часовая тарифная ставка (руб.)	Отработано часов	Тарифный фонд оплаты труда (руб.)
Оператор по добыче нефти и газа	5	1	180,63	1903	343739,0
Оператор КИПиА	4	1	203,5	1903	387260,5
Итого		3			730999,5

В соответствии с премиальным положением определяем размер премии (25% от тарифного фонда оплаты труда):

Пр = 730999,5·0,25 = 182,7 тыс. руб.;

Определяем размер северных и районных льгот:

Слг = (730,99+182,7)·0,9 = 822,32 тыс. руб.;

Определяем размер доплат за переработанное время:

Дн = (730,99+182,7+822,32)·0,18 = 312,48 тыс. руб.;

Определяем годовой фонд оплаты труда рабочих:

ФОТ=730,99+182,7+822,32 +312,48= 2048,49 тыс. руб.

Расчет амортизации основных средств

Размер амортизации основных средств определяется исходя из балансовой стоимости основных средств и общей нормы амортизации.

Таблица 12 - Расчет амортизации основных средств

Наименование основных средств	Первоначальная стоимость, руб.	Норма амортизации, %	Сумма амортизации руб.
Метанольная установка	1738500	15	260775
Итого			260775

Расчет полной себестоимости сбора и подготовки природного газа

Таблица 13 - Расчет полной себестоимости

Наименование экономических элементов себестоимости	Сумма затрат, тыс. руб.	Структура затрат, %
Материальные затраты	78,0	2,3
Расходы на оплату труда	2048,5	60,4
Взносы на ОПС, ФСС, ФОМС (27,3% от ФОТ)	559,2	16,5
Амортизация основных средств	260,8	7,7
Прочие затраты 15% от суммы вышеуказанных затрат (материалы, все виды энергии, комплектующие и запасные части)	442,0	13,1
Итого:	3388,5	100

По результатам расчетов видно, что структура затрат в основном состоит из расходов на оплату труда и затрат на установки и реагенты для подготовки газа и борьбы с гидратообразованием.

Из чего следует оправданность применения новых, снижающих затраты методов подготовки продукции и борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, приводящими к простоям в работе и дорогостоящему ремонту, таких истощенных и малодебитных месторождений как Узловое.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Организация работ по обслуживанию и эксплуатации газовых скважин

Особенности процесса добычи газа, создающие опасность для обслуживающего персонала обусловлены:

- необходимостью обслуживания оборудования (фонтанной арматуры, сепараторов и пр.), находящегося в процессе эксплуатации под высоким давлением;

- необходимостью работы во взрывоопасных помещениях;

- выделением из газа и газоконденсата различных компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях и опасность взрыва и пожара;

- применением вредных и ядовитых веществ (например, метанол);

- необходимостью проведения газоопасных работ, то есть работ в загазованной среде или при которых возможен выход газа из газопроводов и аппаратов.

К газоопасным работам относятся ввод в эксплуатацию газопроводов, аппаратов и т.п.; присоединение вновь смонтированных газопроводов к действующим - наружным и находящимся в помещениях (врезка под газом); ремонт действующих газопроводов (без отключения их от газа); осмотр и проветривание колодцев; продувка газопроводов и скважин; ввод в газопровод метанола для удаления гидратов и др.

Для исключения опасных моментов обустройство объектов осуществляется со всеми требованиями техники безопасности, противопожарной техники, санитарных норм, строительных норм и правил. Территория объектов, участков и площадок вокруг скважин должна содержаться в чистоте и порядке. Загрязненность территории конденсатом, глинистым раствором, затопление сточными водами, захламленность и загроможденность различным оборудованием и материалами являются нарушениями требований безопасности и могут приводить к несчастным случаям. Заброшенные колодцы должны быть засыпаны. Все резервуары и амбары должны быть ограждены или перекрыты. Дороги, переходы должны всегда находиться в исправности. Сепараторы, установленные вне помещения, должны освещаться прожекторами или светильниками в взрывозащищенном исполнении, а вне взрывоопасной зоны допускается применение светильников в пыленепроницаемом исполнении. Во взрывоопасных помещениях должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влияния газов на работающих, исключению возможности образования взрывоопасных смесей газа с воздухом и появлению источников пламени, искр.

В помещениях, где возможно выделение газа, запрещается хранение смазочных масел, обтирочных и других горючих материалов.

Для курения должны быть выделены специальные места.

Содержание газов в воздухе определяют с помощью газоанализаторов и индикаторов типов МВ-2, ВЗГ, СГГ-2 и др.

При эксплуатации газовой скважины нужно следить за межколонными давлениями газа. Если в процессе эксплуатации давление в кольце начнет повышаться, что указывает на нарушение герметичности колонны, то скважину надо немедленно заглушить и принять меры к ремонту колонны.

На промыслах еще применяются контрольно-измерительные приборы с ртутным заполнением. Выделяющиеся ртутные пары вредно влияют на человека, вызывают острое я хроническое отравление. Пары ртути без запаха и вкуса и обнаруживаются только аналитическим путем. Предельно допустимая концентрация паров ртути в воздухе помещений 0,01 мг/м³. Разлитая ртуть должна быть собрана, а в помещении нужно произвести санитарную очистку.[3]

4.2 Требования безопасности при эксплуатации комплексных установок подготовки газа

Процессы ректификации

1. Ректификационные колонны и абсорберы перед пуском должны быть осмотрены, проверена исправность и готовность к работе всех связанных с ним аппаратов и трубопроводов, исправность контрольно-измерительных приборов, регуляторов температуры и давления в колонне, измерителей уровня жидкости в нижней части колонны, приемниках ректификата, рефлюксных емкостях и емкостях и емкостях остатка.

2. Пуск ректификационной установки в работу должен производиться строго в установленной последовательности, которая должна быть указана в технологической инструкции.

3. При работе ректификационных и абсорбционных колонн необходимо непрерывно контролировать параметры процесса и исправность аппаратуры.

4. При разгонке полимеризующихся растворов необходимо следить, чтобы не создавались благоприятные условия для образования и отложения полимеров в колонне, выносных кипятильниках и трубопроводах.

5. При разгонке низкокипящих растворов в сжиженных газов во избежание образования ледяных и кристаллогидратных пробок и в связи с этим повышения давления необходимо: контролировать количество влаги в сырье; подавать соответствующий растворитель в места, где систематически наблюдается отложение льда, или обогревать их.

6. Во избежание интенсивной коррозии материала и образования самовозгорающихся на воздухе сульфидов железа необходимо брать пробу сырья, поступающего на перегонку или абсорбцию, для контроля количества находящихся в нем примесей. Предельно допустимое количество корродирующих примесей в сырье должно быть указано в инструкции.

7. Герметичность вакуумных колонн и связанных с ними аппаратов необходимо проверять, контролируя количество кислорода, находящегося в неконденсирующихся продуктах после вакуум-насоса или вакуум-эжектора. При падении вакуума ниже предельно допустимого необходимо принять меры к остановке процесса.

8. Для улавливания жидкости, которая может быть выброшена вместе с парами и газами через предохранительный клапан наружу, на линии за предохранительным клапаном следует иметь сепаратор. Уровень жидкости в сепараторе не должен превышать установленного предела.

9. В зимнее время на открытых установках не реже одного раза в смену необходимо проверять состояние колонн, продуктопроводов, водяных линий, дренажных отростков на паропроводах и аппаратах, спускных линий и т.п.

В этот период следует обеспечить непрерывное движение жидкости в коммуникациях (особенно с водой) для предотвращения их разрыва. Спускные и дренажные линии, а также наиболее опасные участки для подачи воды, щелочи и других замерзающих жидкостей должны быть утеплены.

10. Необходимо следить за тем, чтобы поврежденные участки теплоизоляции ректификационных колонн и их опор своевременно исправлялись. Теплоизоляция должна быть чистой, исправной и выполнена так, чтобы при утечках не могли образоваться скрытые потоки жидкости по корпусу.