Эксплуатация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

трубопровод скважина гидрат ингибиторный

Одним из факторов, обусловливающих образование гидратов природных газов, является насыщение последних парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры.

Образование гидратов может нарушить не только работу отдельной скважины, но и месторождения в целом. Для борьбы с гидратообразованием на промыслах применяют множество различных способов.

Целью исследования является определение особенностей методов предупреждения гидратообразования их преимуществ и недостатков.

Задачи:

ь рассмотреть все виды предупреждения гидратообразования и выбор самого оптимального из них

ь рассмотреть эффективность методов предупреждения гидратообразования при испытании газоконденсатных скважин.

1. Гидратообразование при освоении и эксплуатации скважин

1.1 Состав и строение гидратов

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

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

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

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

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью (рисунок 1.1).

В 1 структуре 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,2 * 10 - 10 м и шесть полостей с внутренним диаметром 5,9 *10 -10 м; во II структуре 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9*10 - 10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8*10 - 10 м. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры 1 выражается формулой 8M - 46Н2О или М - 5,75Н2О, где М - гидратообразователь. Если заполняются только большие полости, формула будет иметь вид 6М - 46Н2О или М - 7,67Н2О. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры II выражается формулой 8М136Н2О или М17Н2О.

Формулы гидратов компонентов природных газов: СН4*6Н2О; С2Н6* 8Н2О; С3Н8*17Н2О; i - С4Н10*17Н2О; Н2S*6Н2О; N2*6Н2О; СО2*6Н2О. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т.е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполняются на 100%. На практике встречаются смешанные гидраты, состоящие из 1, II структур.

1.2 Условия образования гидратов

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков (рисунок 1.2) или расчетным путем - по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера - Стюарта.

Из рисунка 1.2 следует, что чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Однако отметим, что с увеличением плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования. Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при более высоких температурах, чем природный газ с повышенной плотностью.

Если на увеличение плотности природного газа влияют не гидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается. Если же влияют различные гидратообразующие компоненты, то температура гидратообразования будет выше для того состава газа, в котором преобладают компоненты с большей устойчивостью.

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

1.3 Влияние неуглеводородных компонент 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 50 атм для чистого метана температура образования гидратов составляет 60 ⁰С, 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.

1.4 Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними

К методам борьбы и предупреждения можно отнести два основных способа: безингибиторный (понижение давление, повышение температуры) и ингибиторный (ввод ингибиторов в скважину).

Рассмотрим конкретное применение тех или иных методов борьбы с гидратообразованием - предупреждения и ликвидации газовых гидратов в различных газопромысловых системах.

Образование гидратов в стволе наблюдается как в газовых, так и в нефтяных скважинах, и характерно при освоении и исследовании скважин, а также остановках по технологическим причинам и в период пуска.

Наиболее часто гидратообразование имеет место при освоении и исследовании газовых скважин на северных месторождениях. Это связано с низкими температурами на устье скважин из-за сравнительно медленного прогрева ствола скважины и варьирования дебетов в широком диапазоне.

Для предупреждения образования гидратов в стволах скважин используют традиционные методы: поддержание безгидратных режимов, предупреждение отложений гидратов и подача ингибитора на забой скважины.

Поддержание безгидратных режимов работы (простоя) скважин достигается подбором соответствующих рабочих дебитов скважины, обеспечивающих температуру на устье выше равновесной температуры гидратообразования. Такое традиционное техническое решение оказывается согласованным с требованиями условий разработки сеноманских залежей крупнейших месторождений - Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и в перспективе Бованенковского. Повысить температуру газа на устье скважины можно частичным дросселированием газа на забое скважины, использованием теплоизолированных обсадных или лифтовых труб и др.

Подача ингибитора на забой скважины может осуществляться по двум основным вариантам - непрерывно и периодически.

Безингибиторный метод

Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применим и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1 - 1,5 МПа, применение данного метода для предупреждения гидратообразо - вания в магистральных газопроводах оказывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа 5 - 7 МПа). Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае после повышения давления гидраты появляются вновь.

Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа может оказаться экономически целесообразно охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

Ингибиторный метод

Так как в нашей стране в основе всех способов предупреждения и борьбы с гидратообразованием является ввод ингибиторов поэтому мы рассмотрим его расширенно.

На выбор того или иного ингибитора гидратов влияют следующие основные факторы:

ь геологические, физико-географические и климатические условия того или иного месторождения;

ь технологические особенности ингибитора, предполагаемого к применению с учетом функционирования сбора, промысловой и заводской обработки газа на рассматриваемом месторождении, возможностей применения современных технологий рециркуляции ингибиторов;

ь коррозионная активность основного реагента, входящего в состав ингибитора гидратов;

ь совместимость ингибитора с пластовой минерализованной водой и с другими реагентами при разработке составов многоцелевого назначения, например, при разработке комплексных ингибиторов коррозии, парафиноотложения и гидратообразования, либо составов для выноса пластовой воды из скважин или шлейфов и обеспечивающих одновременно предупреждение гидратообразования;

ь возможность организации собственного производства ингибитора вблизи месторождения с использованием компонентов природного газа в качестве сырья;

ь ожидаемый и фактический удельный расход ингибитора на промысле и технико-экономические показатели с учетом дополнительных затрат на хранение реагентов, создания резервных запасов и утилизации промышленных стоков;

ь особенности приготовления ингибитора нужного состава и его распределения по точкам ввода, трудности, возникающие при автоматизации процесса ингибирования;

ь класс токсичности и соблюдение мер безопасности, необходимых при применении реагента;

ь возможность и целесообразность регенерации отработанных растворов ингибиторов и выбор оптимальной технологии регенерации;

ь пути утилизации отработанных растворов ингибиторов, не подлежащих регенерации, с целью обеспечения требований к охране окружающей среды (обезвреживание промышленных стоков и их закачка в поглощающие горизонты с учетом особенностей охраны геологической среды).

Указанные факторы учитываются при проектировании разработки месторождений углеводородного сырья, при реконструкциях и модернизациях действующего промыслового оборудования и изменении технологии обработки газа, а также при анализе возможностей перехода на новые ингибиторы гидратообразования.

Ингибиторы гидратообразования подразделяются на три класса:

ь традиционные термодинамические ингибиторы - вещества, растворимые в воде, меняющие ее активность и, как следствие, смещающие трехфазное равновесие газ - водная фаза - газовые гидраты в сторону более низких температур (алифатические спирты, гликоли, водные растворы неорганических солей);

ь кинетические ингибиторы гидратообразования, прекращающие на время процесс образования гидратов (потенциальная замена термодинамическим ингибиторам);

ь реагенты, практически предотвращающие (или резко замедляющие) отложение гидратов за счет частичной блокировки жидкой водной фазы, предотвращают прямой контакт газ - вода, обеспечивая тем самым многофазный транспорт продукции скважин в режиме гидратообразования.

В настоящее время на действующих месторождениях Крайнего Севера России в качестве ингибитора гидратообразования используется практически только метанол. Метанол - широко распространенный антигидратный реагент, используемый как для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений (несплошных гидратных пробок).

Он также постоянно рекомендуется как ингибитор гидратообразования и на вновь проектируемых месторождениях Надым - Пур - Тазовского региона и группы месторождений п-ова Ямал. Метанол используется на Оренбургском, Карачаганакском и Астраханском ГКМ, в составе природного газа которых присутствует сероводород и диоксид углерода, а также на большинстве ПХГ, ГРС и шельфовых ГКМ.

Повсеместное использование метанола в качестве ингибитора гидратообразования на газодобывающих предприятиях России обусловлено следующими причинами:

ь относительно низкой стоимостью (по сравнению с другими ингибиторами гидратообразования), широко развитой промышленной базой. Производство метанола может быть развернуто непосредственно в местах потребления - газовых промыслах;

ь высокой технологичностью процесса ввода и распределения метанола в требуемые участки технологической цепочки; отпадает необходимость в блоке приготовления реагента, что, например, является характерной особенностью применения ингибиторов неэлектролитов;

ь наивысшей среди известных ингибиторов антигидратной активностью, сохраняющейся даже при низких температурах;

ь очень низкой температурой замерзания концентрированных растворов метанола и исключительно малой их вязкостью даже при температурах ниже -50°С;

ь сравнительно малой растворимостью метанола в нестабильном конденсате, особенно при контакте нестабильного газового конденсата с отработанным (насыщенным) водным раствором метанола, концентрацией менее 50%;

ь некоррозионностью метанола и его водных растворов;

ь наличием достаточно простых технологических схем регенерации отработанных растворов;

ь принципиальной проработанностью в настоящее время вопросов утилизации и захоронения промышленных стоков, содержащих метанол, в связи с постоянно возрастающими требованиями к охране окружающей среды;

ь высокой эффективностью реагента не только для предупреждения гидратообразования, но и при ликвидации возникающих при нарушениях технологического режима несплошных гидратных пробок (отложений) в промысловых коммуникациях (скважинах, шлейфах, коллекторах, АВО, теплообменном оборудовании).

Взамен чистого метанола практически с той же антигидратной эффективностью можно использовать технические сорта, а также его водные растворы.

В соответствии с изложенным, имеется целый ряд позитивных моментов, делающих привлекательным использование в качестве ингибитора гидратообразования концентрированного метанола и его водных растворов, а в некоторых случаях и составов на его основе, особенно в сложных условиях газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области, Красноярского края и п-ова Ямал.

Однако использование ингибиторов на основе метанола имеет ряд серьезных недостатков, к которым прежде всего относятся:

ь очень высокая токсичность (как при действии паров, так и при попадании на кожные покровы и внутрь организма), а также высокая пожароопасность;

ь возможность выпадения солей при смешивании с сильно минерализованной пластовой водой и, как следствие, солеотложения в промысловых коммуникациях;

ь эффект ускоренного роста кристаллогидратов в присутствии разбавленных водных растворов метанола недостаточной концентрации для предупреждения гидратов;

ь высокая упругость паров метанола (нормальная температура кипения), связанная с этим его очень высокая растворимость в сжатом природном газе и, соответственно, повышенный удельный расход метанола.

Закачка ингибитора в призабойную зону способствует осушке пласта и резко снижает гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.

2. Техника безопасности при эксплуатации трубопроводов

Организация эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана осуществлять мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные Федеральным законом от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и ПБ 08-624-03.

1. Для труб, арматуры и соединительных частей трубопроводов условные (Ру) и соответствующие им пробные (Рпр), а также рабочие (Рраб) давления следует определять по государственным стандартам. При отрицательной рабочей температуре среды условное давление определяется при температуре плюс 20°С.

2. Толщина стенки труб и деталей трубопроводов должна определяться расчетом на прочность в зависимости от расчетных параметров, коррозионных и эрозионных свойств среды по нормативно-техническим документам применительно к действующему сортаменту труб. При выборе толщины стенки труб и деталей трубопроводов должны учитываться особенности технологии их изготовления (гибка, сборка, сварка).

3. При расчете толщины стенок трубопроводов прибавку на компенсацию коррозионного износа к расчетной толщине стенки следует выбирать, исходя из условия обеспечения необходимого расчетного срока службы трубопровода и скорости коррозии.

4. При выборе материалов и изделий для трубопроводов следует руководствоваться требованиями настоящих Правил, а также указаниями отраслевых, межотраслевых и других нормативно-технических документов, устанавливающих их сортамент, номенклатуру, типы, основные параметры, условия применения и т.п.

5. Эксплуатация трубопроводов, отработавших назначенный или расчетный срок службы, допускается при получении разрешения в установленном порядке.

Заключение

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газогидратные залежи. На месторождениях применяется подача в скважину ингибиторов хлористого кальция или метанола. Инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствует осушке пласта и резко снижает гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.

Список используемой литературы

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для ВУЗов. - 3-е изд, испр. и доп. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - 352 с.

2. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела: учебник для ВУЗов. - М.; Ижевск: ИКИ, 2008. - 235 с.

3. Научные основы разработки нефтяных месторождений/ Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф.. - ИКИ, 2004. - 416 с.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. - М.: НТЦ Промышленная безопасность, 2008. - 253 с.

5. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. - 2-е изд. - Волгоград: Ин-Фолио, 2008. - 192 с.

6. Марков А.А. Справочник по добыче нефти и газа: - М.: Недра, 2005

7. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа: - М.: Недра, 2005

8. Вирнавский А.С. Вопросы эксплуатации нефтяных скважин: - М.: Недра, 2006

9. Овчинников В.А. Нефтяное оборудование: - М.: ВННинефтемашин, 2005

10. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газаконденсатных месторождений. Учебник для вузов. - М., Недра, 2008.

11. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. - М., Недра, 2003.

12. Минеев Б.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. М., Недра, 2006.

13. Мищенко И.Т., Сахаров В.А. и др. сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. - М., Недра, 2005.

14. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Учебник для вузов. - М., Недра, 2009.

15. Середа Н.Г., Сахоров В.А., Тимашов В.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. - М., Недра, 2006.

16. Середа Н.Г., Соловьев Е.М., Бурение нефтяных и газовых скважин. - М., Недра, 2-ое изд. 2008.

17. Справочная книга по добыче нефти под ред. д.т.н. Гиматудинова Ш.К. - М., Недра, 2004.

18. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М., Недра, 2002.

19. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Авт. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Учебник для вузов. - М., Недра, 2005.

Размещено на Allbest.ru