Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 622.279 (477. 54)

ІФНТУНГ

ВТРАТИ ГАЗУ ПРИ ПРОДУВЦІ ВИКИДНИХ ЛІНІЙ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

О.Ю. Витязь

В даний час одною із основних проблем, які виникають перед газовидобувними підприємствами, являється підтримання заданих темпів відбору газу і підвищення газовилучення з пластів.

Експлуатація газових свердловин часто ускладнюється скупченням рідини (води і вуглеводневого конденсату) в понижених ділянках викидних ліній і гідратоутворенням.

На початковій стадії розробки це не викликає серйозних ускладнень, оскільки рідину що надходить, виносить газовим потоком, який має високу швидкість.

Зовсім інший результат має місце на завершальній стадії розробки родовищ, коли переважна частина запасів газу уже відібрана. Пластовий тиск значно знижений в порівнянні з початковим пластовим тиском і швидкість руху потоку газу зменшується. Внаслідок цього, власної енергії недостатньо для винесення рідини із свердловин та викидних ліній.

Накопичення рідини ускладнює технологічний процес видобутку газу і знижує продуктивність свердловин. Це призводить до порушення стабільності її роботи аж до припинення фонтанування. Аналогічний негативний вплив на продуктивність свердловин і роботу промислових газопроводів має гідратоутворення [1,2].

Найефективнішим методом очищення викидних ліній від рідини і ліквідації гідратоутворень, який часто застосовується на практиці є продувка газопроводів зі зниженням тиску. При продуванні газопроводів утворюється високі швидкості руху газорідинного потоку, які сприяють винесенню рідини. Одночасно знижується тиск газу в газопроводі, що призводить до розкладання гідратів. Проте продувка газопроводів супроводжується втратами газу. Величину втрат газу оцінимо на прикладі продувки викидної лінії газової свердловини № 53 Юліївського нафтогазоконденсатного родовища. Величину втрат газу розрахуємо з врахуванням втрат газу при спорожнені газопроводу від газу високого тиску та втрат газу безпосередньо на продувку газопроводу, виходячи із залежностей докритичного і критичного режимів витікання газу.

Розрахунок втрат газу при продувці дільниці газопроводу свердловини №53 виконано для таких вихідних даних:

довжина газопроводу - L = 3000 м;

внутрішній діаметр газопроводу - Dв = 0,114 м;

середній тиск газу в газопроводі перед початком продувки - Рп = 10,0 МПа;

середній тиск газу в газопроводі після спорожнення газопроводу - Рк=0,5 МПа;

тиск продувочного газу, який подається в газопровід - Р1 = 12,0 МПа;

тиск газу в режимі критичного витікання - Р2 = 10,0 МПа;

тиск газу на установці відключаючих пристроїв УППГ УКПГ-2, при якому здійснюють подачу газу для продувки газопроводу - Р3 =1,0 МПа

атмосферний тиск - Ро = 0,1 МПа;

температура газу на гирлі свердловини перед початком продувки газопроводу - t1 = 20єC;

температура газу на гирлі свердловини після спорожнення газопроводу - t2 = 8є C;

температура газу на установці відключаючих пристроїв УППГ УКПГ-2 перед початком продувки газопроводу - t3=18є C

температура газу на установці відключаючих пристроїв УППГ УКПГ-2 після спорожнення газопроводу - t4=5 є C

густина газу - г =0,82 кг/м3.

Втрати газу при спорожненні газопроводу від газу високого тиску визначаються за формулою[3,5]:

;

де - V - геометричний об'єм даного газопроводу, м3;

F - площа поперечного перерізу газопроводу, м2

Dв - внутрішній діаметр газопроводу, м;

L - довжина газопроводу, м

м2

0.305 тис.м3

Витрата газу безпосередньо на продувку складається з витрати газу при режимі докритичного витікання (Q2нкр) і витрати газу при режимі критичного витікання (Q2кр).

Q2 = Q2нкр + Q2кр,

Q2нкр = 1100·F·P1·фнкр,

Q2кр = 2960·F·P2·фкр ,

де - Р1 - тиск продувочного газу, який подається в газопровід, МПа;

фнкр - сумарний час продувки при докритичному витіканні, с;

фнкр = 2 хв = 120 с;

Р2 - тиск газу в режимі критичного витікання, МПа;

фкр - сумарний час продувки при критичному витіканні, с;

фкр = 5 хв = 300 с,

Q2нкр = 1100·0.0102·12.0·120= 16.157, тис.м3

Q2кр = 2960·0.0102·10.0·300= 90.576, тис.м3

Q2=16.157+90.576=106.733 тис.м3

Загальні втрати газу при продувці газопроводу дорівнюють:

Qзаг=Q1+Q2

Qзаг =0.305+106.733=107.038, тис.м3

Результати виконаних розрахунків показують, що при зниженні тиску газу в газопроводі шляхом випускання частини газу втрати газу становлять 0.305 тис.м3. При цьому за рахунок зниження тиску досягається розкладання гідратів, проте не забезпечується очищення газопроводу від рідини. При продуванні газопроводів в режимі докритичного і критичного витікання відбувається очищення газопроводів від рідини. Проте не розкладаються гідрати, а витрата газу є дуже великою - 106.733 тис.м3.

Згідно з результатами виконаного розрахунку сумарні втрати газу при продувці газопроводу свердловини № 53 від рідини складають 107.038 тис.м3. Ці втрати газу є значними. Одночасно забруднюється навколишнє середовище. Тому необхідно застосувати методи, які би попереджували накопичення рідини в газопроводі і утворення гідратів.

Одним з шляхів вирішення зазначеної проблеми є закачка піноутворюючих поверхнево-активних речовин (ПАР) і метанолу. Піноутворювачі знижують поверхневий натяг на межі поділу рідина-газ і тим самим сприяють утворенню піни. Піна, що утворилася, виноситься газовим потоком на поверхню, оскільки густина піни значно менша, ніж густина рідини. Таким чином, застосування пін створює умови для спінювання рідини і її видалення з використанням енергії природного газу [4,6].

При проектуванні даного заходу важливим критерієм є тип піноутворювача, його концентрація у спінювачі рідини та спосіб введення його в свердловину. газопровід тиск розщеплення гідрат

При виборі типу ПАР слід приділити особливу увагу до складу і загальної мінералізації пластової води, вмісту конденсату в рідині і його фізико-хімічних властивостей. Вибрані ПАР повинні мати високі поверхнево-активні і деспрегуючі властивості, при змішуванні з пластовою водою не повинні утворювати осади, не прискорювати процеси корозії та не розкладатися протягом тривалого періоду зберігання.

Невисока мінералізація пластової води та низький вміст конденсату сприяють процесу ціноутворення і збільшенню стабільності піни. Від правильно підібраних основних критеріїв залежить ефективність даного заходу.

Подача піноутворювачів можна здійснювати за різними технологіями. Однією з кращих являється технологія централізованого закачування ПАР, якою передбачено подачу розчинів у свердловини по інгібіторопроводах насосами-дозаторами з установки первинної підготовки газу (УППГ) чи установки комплексної підготовки газу (УКПГ). Але в даному випадку ми її застосувати не можемо у зв'язку з відсутністю інгібіторопроводів. Тому пропонується здійснювати подачу розчинів ПАР за допомогою інгібіторних бачків, які слід встановити, або здійснювати періодичне закачування пересувними насосними агрегатами в затрубний простір.

При використанні ПАР є також недоліки: можливе піноутворення на УКПГ чи УППГ, що може негативно вплинути на якість підготовки газу.

Для запобігання спінювання рідини в системі збору слід встановити одну або декілька сіток чи інші насадки у сепараторах на шляху руху спіненого потоку. Іншим шляхом запобігання спінювання рідини може бути подача піногасників у спінений газорідинний потік до або після сепаратора першого ступеня. Піногасник можна подавати по окремій технологічній лінії або разом з інгібітором гідратоутворення. Можна також запропонувати комбінований спосіб: подачу піногасника на сітки, встановлені в сепараторі.

Використання ПАР на Юліївському НГКР дозволить більш раціонально використовувати пластову енергію, зменшити втрати тиску на тертя в викидних лініях, а також зменшити втрати газу на продувку газопроводів.

Для боротьби з гідратами рекомендується здійснювати попередню дозовану чи періодичну подачу метанолу в потік газу на вході в газопровід.

Література

1. Експлуатаційникові газонафтового комплексу довідник. В. В. Розгонюк., Л. А. Хачикян., М. А. Григіль., О. С. Удалов., В. П. Нікішин. - Київ.: Росток. - 1998.

2. А. А. Руднік, В. М. Коломєєв, В. В. Розгонюк, М. А. Григіль, О. О. Болокан, Ю. М. Герасименко. Довідник “ Експлуатація і технічне обслуговування газорозподільчих станцій магістральних газопроводів”. Київ: “Росток”, 2003.

3. Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред докторів технічних наук В. С. Бойка, Р. М. Кондрата, Р. С. Яремійчука. - К.: Львів, 1996. - с. 620.

4. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1 /Под ред. Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова - . М.: Недра, 1984, 360 с.

5. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М., Недра, 1984, 264 с.

6. Баранов А.Г. Физико-химические основы применения ПАВ. Труды Пензенского инженерно-строительного института, 1970, вып.7, 242 с.

Аннотация

В статье для условий выбросной линии скважины №53 Юльевского НГКМ рассчитано потери давления на опустошение газопровода и на продувку его в режиме докритического и критического вытекания с целью очистки газопровода от жидкости и розщепления гидратов. Показано, что традиционный метод борьбы с накоплением жидкости в газопроводе и гидратообразования путем продувки в атмосферу приводит к значительным потерям газа и загрязнения окружающей среды. Для борьбы с выше указанными осложнениями рекомендовано применять вспенивающиеся ПАВ и ингибитор гидратообразования (метанол).

The paper contains the calculations of pressure losses caused by gas pipeline releasing and its blowing-out in the re`gime of sub-critical and critical outflow with the view of cleaning gas pipeline of fluid and hydrates disintegration products under conditions of the delivery line of well №53 of Yuliivsk Oil and Gas Condensate Deposit. It is shown that traditional method used to control fluid accumulation and hydrate-formation in gas pipeline by means of blowing it out into the atmosphere will cause considerable gas losses and environmental pollution. To control the above noted complications it is recommended to use foaming and surface-active agents and hydro-forming inhibitor (methanol).

Размещено на Allbest.ru