Размещено на http://allbest.ru

Содержание

Введение

1. Причины гидратообразования

1.1 Характеристика гидратов углеводородных газов

Таблица 1.1 Характеристика некоторых кристаллогидратов

Таблица 1.2 Физико-химическая характеристика гидратов

Структура газового гидрата метана

1.2 Условия гидратообразования:

Влагоемкость природных газов над гидратом и над водой [4]

Условия изменения состояния газожидкостной смеси в процессе добычи и транспортировки:

Три условия для гидратообразования

Явления, способствующие ускоренному образованию гидратов:

1.3 Гидратообразование в скважинах

Определение зоны возможного образования гидратов

1.4 Определение гидратообразования на участках газопроводов.

2. Технология борьбы с гидратообразованием

2.1. Химические и тепловые технологические способы

2.2. Мероприятия по борьбе с гидратообразованием

Предотвращение гидратообразования в стволах скважин

Ликвидация гидратных отложений в стволе скважины

Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре

Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины

Заключение

Список использованных источников



Введение

Процесс добычи, транспорта, хранения и переработки газа осложнен проблемой гидратообразования. Гидратообразование может происходить в системах добычи газа: в призабойной зоне, в стволах скважин, в внутрипромысловых коллекторах, в системах промысловой и заводской подготовки газа, а также в магистральных газотранспортных системах. В технологических процессах добычи, подготовки и транспорта газа твердые газовые гидраты вызывают серьезные проблемы, связанные с нарушением протекания этих процессов. Это связано с наличием в потоке газа водной фазы, способной при определенных температурах и давлениях образовывать совместно с газовыми молекулами соединения включения.

Гидратообразование приводит к серьезным осложнениям при эксплуатации газовых месторождений и даже к крупным авариям. Предупреждение и предотвращение этих осложнений является актуальной научно-технической и производственной проблемой. На сегодняшний день подробно изучены условия образования и разложения гидратных соединений.

При известных значениях температур, давлений, при достижении которых вероятность гидратообразования повышается. Предложены различные модели механизма образования гидратов, изучены скорости роста гидратов при различных условиях и выявлены факторы, влияющие на скорость образования гидратов, разработаны методы расчета изменения температуры и давления при движении газа, жидкости и газожидкостных смесей в трубопроводах, а также скорости роста гидратов [1]. Все вышеперечисленное лежит в основе методов борьбы с гидратообразованиями, которые можно использовать для определенных условий.

гидратообразование газопровод скважина



1. Причины гидратообразования

1.1 Характеристика гидратов углеводородных газов

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой - гидраты [2].

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

В результате рентгенографических исследований Штакельберга, Мюллера и Джонсона выяснилось, что кристаллогидраты являются клеточными соединениями с двумя структурами, обладающими кубической симметрией: кристаллической структурой КС - I, образуемой газами и парами, и КС - II, образуемой жидкостями (рис. 1.). Исключение составляет пропан, пары которого образуют кристаллогидрат со структурой II. Гексагональная структура III клатратных гидратов (ГС-III или структура H) была обнаружена Рипмейстером [3]. Отличительная особенность этой структуры -- наличие в ней максимальной из известных для газовых гидратов полости (построенной из 12 пятиугольных и 6 шестиугольных граней), способной вмещать молекулы размером до 1 нм (метилциклогексан, изоамиловый спирт, адамантан и другие). Эта структура также содержит пять малых полостей -- две D и три D', которые могут включать молекулы размером не более 0,5 нм (так называемые вспомогательные газы -- метан, ксенон, сероводор).

Рис. 1. Основные типы кристаллических решёток газовых гидратов

Характеристика некоторых изученных кристаллогидратов приведена в табл. 1.1.

Для возможного образования определенной структуры кристаллогидратов решающее значение имеет геометрический фактор. Тип структуры зависит прежде всего от размеров кристаллообразователя. Эффективные (по Ван-дер-Ваальсу) размеры молекул углеводородных газов имеют следующие значения: метан - 4,1 А; этан - 5,5 А; пропан - 6,28 А; изобутан - 6,28 А; нормальный бутан - 7,40 А. Размер молекул воды принят равным 2,8 А.

Газовые гидраты структуры I (рис.1) образуют газы, размеры молекул которых не превышают 5,9 А. Их элементарная ячейка представляет собой структуру, состоящую из 46 молекул и имеющую шесть больших полостей и две малые. В качестве первичной строительной ячейки структуры II может рассматриваться (рис.1) решетка газового гидрата (пентагондодекаэдр), внутренняя полость которой имеет поперечник 5,2 А [4].



Таблица 1.1 Характеристика некоторых кристаллогидратов

Гидратообра-зователь	Критическая температура кристаллооб- разователя, °С	Абсолютное давление диссоциации при 0 °С, МПа	Температура разложения гидрата при давлении 0,1 МПа, °С	Критическая точка разложения гидрата, °С
Структура I
СН4	-190	10,5	-42,8	-
С2H6	-93	0,52	-15,8	+ 14,5
СО2	-79	1,23	-24,0	+ 18,0
H2S	-60	0,096	+0,35	+29,5
Структура II
С3Н8	-45	0,10	+8,5	-
(СН3)2О	-24	-	-	-
С2Н5Сl	+ 13	0,026	+4,8	+0,78
С2Н5Вг	+38	0,020	+14	+0,22
СНСl3	+61	0,066	+ 1,6	+0,08

Состав газовых гидратов КС - I при всех заполненных полостях элементарной ячейки выражается формулой 8М•46Н₂О или M•5sH₂O.

Структура I заменяется на структуру II, когда молекулы гидратообразователя оказываются велики для больших пустот структуры. Жидкостные гидраты КС -II образуют такие газы или легколетучие жидкости, размер молекул которых колеблется от 5,9 до 6,9 А. Элементарная ячейка их представляет собой структуру из 136 молекул с 16 малыми и девятью большими полостями [4].

При образовании жидкостных гидратов гидратообразователем заполняются только большие полости. При этом состав гидрата соответствует формуле 8М•136Н₂О или М•17Н₂О. Эта структура представляет собой решетку бриллианта (рис. 1. КС - II). Малые полости с внутренним поперечником 4,8 А структуры II окружены (как и в случае структуры I) пентагондодекаэдрами. Большие полости с внутренним поперечником 6,9 А окружены четырьмя шестиугольниками, которые лежат по отношению друг к другу как поверхности тетраэдра, и 12 пятиугольниками. Этот многогранник имеет 28 вершин, в которых размещены молекулы воды [4]. Малые полости могут заниматься молекулами газонаполнителей (H₂S и H₂S₂). При этом образуются двойные гидраты, состав которых определяется формулой 8M-16H₂S-136Н₂О.

В реальных условиях добычи, сбора и подготовки газа на промыслах имеют дело не с отдельными компонентами, а со смесями углеводородных газов, включающих в свой состав различные газы-наполнители (СС>2; Н2; N2; H2S). Эти смеси образуют смешанные гидраты, состав которых изменяется в зависимости от давления. Наиболее распространенным типом смешанных кристаллогидратов являются гидраты структуры II, большие полости элементарной ячейки которых заполняются большими молекулами газа-гидратообразователя, а малые -малыми молекулами стабилизирующего газа, повышающего устойчивость основного гидрата.

В зависимости от условий образования внешне гидраты по описанию Ю.Ф. Макогона являются прозрачными кристаллами разнообразной формы: в турбулентном потоке - это масса спрессованного снега (рис. 2.), в ламинарном - кристаллы, имеющие формы тетрадекаэдра, додекаэдра и гексадекаэдра.

Рис. 2. Образование кристаллогидрата в виде снега [5].

Гидраты обладают высокой сорбционной способностью и поэтому покрываются пленкой из жидких, а иногда и твердых углеводородов. К последним относятся смолы, асфальтены, парафины, механические примеси. Эти соединения значительно упрочняют гидраты, делают их более стойкими к разрушению. Кроме того, они увеличивают их адгезионные свойства, т.е. способность к прилипанию к элементам оборудования и друг к другу.

Состав газа определяет условия образования гидратов. Из входящих в состав нефтяных газов и нефтей компонентов гидраты образуют азот, сероводород, углекислый газ, метан, этан, водород, пропан и изобутан (табл. 1.2).

Таблица 1.2 Физико-химическая характеристика гидратов

Гидрат	Формула гидрата	Отношение массы компонента к массе воды	Плотность гидрата, г/см3	Теплота образования
				кДж/моль	ккал/кг
СН4	СН4•5,9Н2О	1 : 6,64	0,90	57,7	112,8
С2Н6	С2Н6•8,2Н2О	1 : 4,92	0,95	64,0	86,1
С3Н8	С3Н8•17Н20	1 : 6,95	0,88	120,4	82,2
С4Н10	С4Н10•17Н2О	1 : 5,28	0,90	133,7	87,7
СО2	СО2•6Н2О	1 : 2,86	1,1	59,8	94,0
N2	N2•6H2O	1 : 3,86	-	46,8	82,2
Н2	Н2•6,1Н2О	1 : 3,23	1,04	69,4	115,3

Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений на 98~99 % включает метан (рис. 2.) и незначительное количество тяжелых углеводородов.

Рис. 2. Структура газового гидрата метана

Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Данные исследований Гаммершмидта показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода. Таким образом, каждый гидрат имеет постоянную характерную для него парциальную упругость водяного пара, которая меньше упругости пара над жидкой водой при той же температуре.

1.2 Условия гидратообразования

Насыщение газа парами воды - одно из условий гидратообразования. Этот процесс происходит при воздействии на газовую смесь давления, температуры, минерализации воды.

Поскольку в пластовых и скважинных условиях все указанные факторы меняются, значение влагосодержания газа также может изменяться.

Для промысловой практики весьма важно знать интервал образования гидратов в скважине или трубопроводе для эффективной борьбы с ними. Поэтому оценка значения влагосодержания газа по стволу скважины является одной из задач прогнозирования места гидратообразования.

Зная давление и температуру по стволу скважины, влагоемкость газа, содержание соли в растворе, плотность газа по воздуху и его молекулярную массу, по номограмме (рис. 4.) можно получить интервал гидратообразования. [4].

На номограмму нанесены дополнительно два графика, учитывающие поправки на молекулярную массу С_P и соленость воды С_S, которые можно рассчитать по формулам:

, (1.1)

где Wс - влагосодержание природного газа с относительной плотностью по воздуху с; W_0,6 - влагосодержание природного газа с относительной плотностью по воздуху 0,6, находящегося на контакте с пресной водой;

Рисунок 4.

Влагоемкость природных газов над гидратом и над водой [4].

, (1.2)

где Ws - влагосодержание природного газа, находящегося в контакте с минерализованным раствором воды (учитывают в пластовых условиях).

Влагосодержание газа с относительной плотностью по воздуху 0,6, контактирующего с пресной водой, определяется по формуле

, (1.3)

а влагосодержание газа, находящегося в контакте с минерализованной водой, - по формуле

, (1.4)

где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа (А = 749Рн₂о, здесь Рн₂о - упругость паров при заданной температуре); Р - давление газа; В - коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А и В определяются по таблице.

Растворимость воды в жидких углеводородах зависит от давления, температуры, молекулярного состава и при определенных условиях приводит к гидратообразованию при перекачке и переработке.

Газы хорошо растворяются в воде даже при низких давлениях. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа, а азот и гелий -снижают.

Условия изменения состояние газожидкостной смеси в процессе добычи и транспортировки:

а) при пластовом давлении выше давления насыщения газ растворен в жидкости;

б) при поддержании пластового давления снижается температура пласта и часть газа начинает выделяться из жидкости;

в) обводнение ведет к увеличению влагосодержания газа;

г) в стволе скважины от забоя до устья снижаются давление и температура, газоотделение увеличивается;

д) влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и магистральных газопроводах постоянно и определяется заданным режимом каждого узла.

Образование гидратов в процессе движения смеси возможно во всех элементах системы.

Три условия для гидратообразования:

1. Благоприятные термобарические условия. Образованию гидратов благоприятствует сочетание низкой температуры и высокого давления. Термобарические кривые для рассматриваемых гидратообразующих веществ показаны на рисунке 5.

Рисунок 5. Кривые гидратообразования для некоторых компонентов природного газа [6].

Во всех случаях линии равновесия у трехфазных систем, включающих две жидкие фазы, имеют сильный наклон. При небольших изменениях температуры наблюдаются очень значительные изменения значений давления. У метана такой картины не наблюдается.

Для этана, пропана и изобутана молярные доли гидратной фазы не являются функцией температуры и давления (т. е. постоянны), так как молекулы этих веществ занимают только большие полости в решетках соответствующих гидратов. У больших полостей степень заполнения высокая.

2. Наличие гидратообразующего вещества. К гидратообразующим веществам относятся метан, этан, двуокись углерода и др.

3. Достаточное количество воды. Воды не должно быть ни слишком много, ни слишком мало.

Точные значения температуры и давления гидратообразования зависят от химического состава газа, причем гидраты могут образовываться при температурах выше точки замерзания воды 0 ⁰С.

Явления, способствующие ускоренному образованию гидратов:

1) Турбулентность. Высокие скорости потока. Образование гидратов активно протекает на участке с высокими скоростями потока среды. Это делает дроссельную арматуру особенно чувствительной к образованию гидратов. Во-первых, температура природного газа при прохождении через дроссель, как правило, значительно понижается вследствие эффекта Джоуля-Томсона. Во-вторых, в уменьшенном проходном сечении клапана возникает большая скорость потока. Перемешивание. При перемешивании газа в трубопроводе, технологическом резервуаре, теплообменнике и т. п. интенсивность гидратообразования возрастает.

2) Центры кристаллизации. Центр кристаллизации представляет собой точку, в которой имеются благоприятные условия для фазового превращения, в данном конкретном случае - образование твердой фазы из жидкой. Центрами кристаллизации для образования гидратов могут быть дефекты трубопроводов, сварные швы, фасонные детали и арматура трубопроводов (например, колена, тройники, клапаны) и т. д. Включения шлама, окалины, грязи и песка также являются хорошими центрами кристаллизации.

3) Свободная вода. Наличие свободной воды не является обязательным условием для гидратообразования. Это продемонстрировано на фазовой диаграмме давление состав для системы метан + вода (рис. 6). Например, в равномолярой смеси метана и воды при 10 ⁰С и 10 МПа присутствуют только гидратная и газовая фазы - свободная вода отсутствует.

Рисунок 6. Фазовая диаграмма давление -- состав для смеси вода + метан при 10 ⁰С (условные обозначения: Г гидрат; ЖВ -- жидкая вода; П -- пар.) [7].

1.3 Гидратообразование в скважинах

Часто в стволе скважины имеются условия для образования гидратов, когда температура газа при его движении вверх от забоя до устья становится ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры в работающей скважине предпочтительней определять с помощью глубинных приборов. Если это не представляется возможным, применяют формулы:

t = t_rр - Дt_ie ^-n(Н-1) + {(l- е ^-а(Н-1))(Г- D_i(p_c- p_y)/ H- A/c_p)/ a}; (1.5)

где t, t_rp - соответственно температура потока и грунта на глубине 1;

t_rр = t_пл-Г(Н-1); (1.6)

где t_пл - температура пласта на глубине Н; Г - среднее значение геотермического градиента на участке Н - 1; Д_ч - изменение температуры в призабойной зоне за счет эффекта Джоуля-Томсона, °С;

t_i= D_i(р_пл- p_с) { lg (1+ (Gc_pф /р hc_nr_c 2 ))} / lg(r_k /r_c) ? D_i(р_пл- p_c); (1.7)

где r_k - радиус контура питания скважины, м; r_c - радиус скважины, м; D_i - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона, °С/МПа; р_пл - давление в пласте, МПа; р_с - давление на забое скважины, МПа; G - массовый расход газа, кг/с; С_р - теплоемкость газа при постоянном давлении; ф -продолжительность работы скважины, с; h - вскрытая мощность пласта (интервал перфорации), м; с_п - теплоемкость породы, Дж/м³.

а = (2рл_п)/(Qс_рf(ф)), (1.8)

где л_п - теплопроводность горных пород, Дж/м с градус; f(ф) - безразмерная функция.

f(ф) = ln( 1+(рл_пф/с_п r_c ² ) ^0.5) (1.9)

Величина геотермического градиента Г зависит от многих переменных; его надо рассчитывать по данным измерений температуры в скважинах, простаивающих длительное время. Температура газа в шлейфах может быть вычислена по формуле Шухова, справедливой для небольших перепадов давления,

t₁ = t_ср+(t_о-t_cp)e ^{-(kрD 1 / G cД)} (1.10)

где t₁, - температура потока в °С на расстоянии 1 от начала шлейфа, °С; t_cp - температура среды, в которой проложен шлейф, в °С; t_o - температура газа в начале шлейфа, °С; D - внутренний диаметр шлейфа; k - коэффициент теплопередачи, Дж/с м~ °С. По такой же формуле рассчитывается и коллектор. Вследствие снижения температуры газа при движении его по стволу скважины, в потоке всегда имеется конденсационная вода. Поэтому образование гидратов обусловлено только отношением давления и температуры.

Рисунок 7

Определение зоны возможного образования гидратов

1 - давление в скважине; 2 - равновесная температура гидратообразования; 3 - температура в скважине; 4 - глубина залегания нейтрального слоя.

По графику, изображенному на рисунке 7 можно определить место образования гидратов в скважинах. Аналогично можно установить и места образования их в шлейфах и коллекторах с той лишь разницей, что там надо выделить участки, на которых температура газа ниже точки росы, т. е. имеется капельная вода. Необходимые для расчетов по формулам величины Кд, Ср и т. д. берутся из справочников теплофизических величин.

На рисунке 8 виден характер изменения температуры по глубине скважины в процессе разработки одного из месторождений при различных коэффициентах теплопередачи К и следующих исходных данных: расход Q = 700 тыс.м3 /сут; диаметр D = 0,2 м; глубина Н = 735 м; температура на забое t_i = 19°С.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой их режим в процессе разработки месторождения изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура газа по стволу понижается (рисунок 8). Как видно из рисунка 9, путем регулирования дебита можно определить условия, исключающие образование гидратов. Изменение давления на устье р_у, температуры газа на устье t_y и равновесной температуры образования гидратов определяют в зависимости от дебита скважины при следующих исходных данных р₃ = 11,8 МПа; t_m = 32°С; t, = 31 °С; D = 180 мм; р=0,56; К=22 Вт/м² * К; Г= 0,0277 °С/м.

Для рассматриваемых условий режима безгидратной эксплуатации в течение начального периода разработки месторождения обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн. м³/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный резерв температуры, составляет примерно 3 млн. м^З/сут. Температура газа в стволе будет изменяться в зависимости от дебита скважины и диаметра фонтанных труб. Из рисунка 8 видно, что при Q = Q_onт режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при D > 145 - 160 мм. С увеличением диаметра труб Q_опт сдвигается в сторону больших дебитов. Таким образом, при соответствующем подборе диаметра фонтанных труб и дебита газа можно обеспечить безгидратный режим работы скважин [8].

Рисунок 8 - Изменение температуры с глубиной скважины при различных коэффициентах теплопередачи.

Коэффициент теплопередачи (Вт/(м² *К): 1 - 1,2; 2 - 6; 3 - 12; 4 - 7; 5 -23; 6 -; 7 - геотермический градиент; 8 - равновесная температура образования гидратов; а - е - годы разработки: первый, второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый Рассмотрим для данного примера изменение проектного безгидратного дебита газа в процессе разработки месторождения. Вправо от точки А и выше кривой 2 гидраты не образуются. В первые два года разработки безгидратный дебит скважин находится в пределах 1 - 0,7 млн. м³/сут. В последующие годы принятый по проекту рабочий дебит скважины обеспечивает безгидратный режим скважин.

Рисунок 9 - Изменение температуры по стволу скважины при К=12 (Вт/м² * К) и различных дебитах Q

Дебит (в тыс. м³/сут): 1 - 700; 2 - 500; 3 - 300; 4 - 100; 5 - 10; 6 - геотермический градиент; 7 - 12 - равновесные кривые образования гидратов соответственно в первый, второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый годы разработки.

Рисунок 10 - Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины Кривые: 1 - давление на устье; 2 - температура на устье; 3 -температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации.

Рисунок 11 - Изменение температуры, давления газа и температуры образования гидратов в зависимости от диаметра фонтанных труб при Q=Q_опт

Кривые: 1 - температура на устье; 2 - давление на устье; 3 -температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации

Рисунок 12 - Изменение температуры газа и равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита при различных диаметрах D фонтанных труб.

Кривые температуры на устье: 1 - D = 220 мм (пятый год разработки); 2-D = 180 мм (первый год разработки); 3 - D = 220 мм (первый год разработки; 4 - D = 220 мм (пятый год разработки), 6 - D = 220 мм (первый год разработки) Следует указать, что существует такой дебит, выше и ниже которого температура газа на устье не повышается, а снижается (см, кривую 2 на рисунке 11). Объясняется это тем, что при низких дебитах температура газа на устье в основном зависит от теплообмена газа со стенками скважины, а при высоких дебитах за счет увеличения их потерь на трение эффект Джоуля - Томпсона начинает преобладать над эффектом теплообмена.

1.4 Определение гидратообразования на участках газопроводов

Образование гидратов характеризуется нарушением режима работы магистрального газопровода, что приводит к сужению живого сечения трубы и, как следует к увеличению перепада давления на определённом участке [9]. При выявлении нарушения режима работы магистрального газопровода, следствием которого является образования сплошной гидратной пробки, необходимо приступить к мероприятиям по их ликвидации, не допуская полной закупорки газопровода гидратами, так как полное перекрытие сечения - одна из наиболее трудно ликвидируемых весьма опасных аварийных ситуаций [9]. Для оценки изменения параметров газа при образовании гидратной пробки в газопроводе приведем (рис. 13).

Рисунок 13 - Изменение параметров газа при образовании гидратной пробки в газопроводе.

А-В - изменение давления в газопроводе до образования гидратной пробки, abcd-давление при наличии гидратной пробки, MN - равновесное давление, GmnoD - влагоёмкость газа в трубопроводе, n?-l - влагосодержание газа над гидратом.

В результате этого упругость паров воды над гидратами снизиться и влагосодержание газа уменьшиться от точки n до n?. Изменение давления в газопроводе в случае не полной закупорки гидратами характеризуется кривой bcd [9]. Изменение параметров газа при образовании двух гидратных пробок в газопроводе (риc. 14)

Рисунок 14 - Изменение параметров газа при образовании двух гидратных пробок в газопроводе.

A-В - изменение давления в газопроводе до образования гидратной пробки, abcd f - изменение давления при наличии двух гидратных пробок в газопроводе,MnN - равновесное давление, GmnrOQ - влагоёмкость газа в газопроводе, mnn?rr₁S - влагосодержание газа при наличии двух гидратных пробок в газопроводе.

Допустим, что необходимо проанализировать образование гидрата между двумя участками и определить длину сплошной гидратной пробки. Тогда, объем свободного газа, приведённый к условиям газопровода, в участке от крана 1 до гидратной пробки можно рассчитать по уравнению (1.11) [9]:

(1.11),

где V - объем свободного газа в (м³ ), p₀, - стандартного давление (МПа), (p₀= 0,1МПа), T0 - стандартная температура (К), (T₀ = 293К ), p - давление газа в газопроводе (МПа), T - температура газа в газопроводе (К), z - коэффициент сверх ? сжимаемости газа зависит от давления и температуры.

Образование сплошной гидратной пробки в газопроводе приводится на рисунке 15. Из рисунка видно, что расстояние от крана 1 до гидратной пробки можно определить уравнением (1.12).

Рисунок 15 ? Образование сплошной гидратной пробки в газопроводе.

1,2 - краны, 3 ? манометр, L? расстояние между двумя секущими кранами, l₁ - расстояние от входного крана до гидратной пробки, l₀ - длина сплошной гидратной пробки, l₂ - расстояние от гидратной пробки до выходного секущего крана.

(1.12),

где l₁ - расстояние (м), d_вн - внутренний диаметр газопровода (м), Q₁ - объем свободного газа на этом участке, (м³).

Аналогично по участку от крана 2 до гидратной пробки расстояние определяется уравнением:

, (1.13)

где l₂ - расстояние от крана 2 до гидратной пробки, Q₂ - объём свободного газа в этом участке (м³).

Далее, по уравнению (1.14) определяется длина сплошной гидратной пробки

, (1.14)

где L - расстояние между кранами 1 и 2 (м),

Объем гидрата рассчитывается по уравнению (1.15)

, (1.15)

Таким образом, можно с достаточной степенью точности установить длину сплошной гидратной пробки. Зная длину гидратной пробки и участок, на котором образовался гидрат можно на данном участке приварить на магистральный газопроводе штуцер подать метанол в необходимо количестве с целью ликвидации гидратообразования.

В последующем, чтобы не допустить образования гидратов в магистральном газопроводе, устанавливают сепарирующие приспособления называемые камерами с разрывом струи на данном участке (рисунок 16). Они широко применяются в газовой промышленности. Их ставят обычно на восходящем участке магистрального газопровода.

Рисунок 16 - Камера с разрывом струи

Величина L₀ в камерах с разрывом струи принимается равной 1?1,2 м, а метр корпуса камеры D = (10 ? 15)*d; d - внутренний диаметр выкидной линий шлейфа не более чем 2 м.



2. Технология борьбы с гидратообразованием

2.1. Химические и тепловые технологические способы

Технология борьбы с гидратообразованием заключается в предупреждение любого осложнения при эксплуатации систем добычи нефти и газа.

В настоящее время разработаны и применяются технологии химического и теплового способа предупреждения гидратообразования.

Химические способы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.[10]

Ингибиторы подразделяются на два класса - неорганические и органические. К неорганическим относятся электролиты, диссоциирующие в растворах на ионы и имеющие как положительный, так и отрицательный заряд. Взаимодействие ионов с водой имеет электростатический характер.

Выбор неорганического ингибитора основан на его способности хорошо растворяться в воде и сильно диссоциировать на ионы.

Наиболее активные ингибиторы - соединения бора, бериллия и алюминия. Рекомендуются в этом же качестве нитраты, хорошо растворимые в воде NaNO₃; KNO₃; NН₄NО₃; Mg(NO₃)₂; Са(МО₃)₂; Аl(NО₃)₃, а также хлориды этих же элементов.

Из последних вследствие доступности, низкой стоимости и высокой активности получил широкое применение СаСl₂. Хлористый кальций применяется в виде раствора 30-35 % концентрации плотностью 1286-1336 кг/м³, температурой замерзания минус 55 - 20 °С, температурой кипения 110 - 114 °С. Недостатком СаС1₂ является его способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно-активным. Поэтому при длительном хранении следует исключить его контакт с воздухом и применять антикоррозионные присадки.

Метанол - метиловый спирт (СН₃ОН) - бесцветная жидкость с характерным запахом этилового спирта. Смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым спиртом, ацетоном, бензолом. Является сильным ядом, действующим на нервную и сосудистую системы. Молекулярная масса 32,4, плотность при 25 °С 796 кг/м³, температура кипения 64,7 °С, при концентрациях 20 и 30 % температура замерзания соответственно 18,5 и 31,5 °С.

Тепловые способы основаны на повышении температуры в стволе скважины (в месте начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.

Известны несколько способов решения этой проблемы. Например, для газовых скважин можно установлением количества отбора газа добиться такого режима, когда температура на устье станет несколько выше его температуры в области призабойной зоны. Увеличение дебита до определенного предела ведет к сокращению времени пребывания газа в стволе скважины и уменьшению его теплоотдачи. Однако таким условиям удовлетворяет определенный режим, так как дальнейшее увеличение дебита ведет к снижению температуры за счет дроссель-эффекта. [10]

Можно создать необходимую температуру за счет экзотермической реакции путем смешивания пятихлористого фосфора РСl₅ с водой:

2РС1₅ + 8Н₂О -» 2Н₃РО₄ + 10НС1 + 514 Дж.

Однако поддерживать постоянно необходимую температуру по данной технологии сложно: здесь речь может идти о периодическом воздействии. Существуют также технологии, предусматривающие периодическую прокачку теплоносителя через скважину агрегатами депарафинизации (рис. 17).

Рисунок 17 - Депарафинизационная установка АДПН.

На практике тепловые методы получили применение для борьбы с гидратообразованием в газопроводах путем подогрева газа устьевыми подогревателями и использования теплоизолированных труб.

Одной из профилактических мер предупреждения гидратообразования является использование ингибиторов - сорбитов влаги, гликолей.

Разработаны различные технологии, направленные на устранение пробок, уже образовавшихся и приведших к снижению дебита скважин или полному прекращению их работы.

Все технологии можно разделить на следующие группы: механические, тепловые, химические.

Механические способы предполагают разрушение рыхлых или плавающих пробок, образующихся в насосно-компрессорных трубах, специальными штангами. Воздействуя на пробку ударами штанги, опускаемой на канате, пробку можно разрушить или протолкнуть на забой в зону повышенной температуры. Для повышения эффекта штангу иногда оснащают скребками.

Тепловые методы включают воздействие на пробку различными теплоносителями - водой, паром, горячей нефтью. В качестве теплогенераторов используют наземные агрегаты - паропередвижные и депарафинизационные установки, а также скважинные источники тепла -электронагреватели различной конструкции.

Для прогрева гидратной пробки теплоносителем необходимо образовать два канала: один для подачи теплоносителя до гидратной пробки и второй для подъема раствора теплоносителя и компонентов пробки. Операция может проводиться по схеме, приведенной на рис. 17. По мере разрушения пробки промывочные трубы опускаются подъемником через специальный превентор. В качестве промывочных могут использоваться трубы малого диаметра или трубчатые штанги. В настоящее время вместо труб используют специальные шланги высокого давления.

Опыт применения различных технологий для разрушения гидратных пробок показал, что наиболее приемлемым и безопасным методом является использование малогабаритного электронагревателя.

Отличительными особенностями нагревателя являются: небольшой диаметральный габарит (до 44 мм), позволяющий его опускать в НКТ диаметром 62 мм; достаточно высокая мощность до 10 кВт; высокая температура нагрева до 130 °С; получение высокой температуры в области контакта нагревателя с пробкой.

Рисунок 17. Схема оборудования скважины при разрушении гидратной пробки закачкой теплоносителя: 1 - вертлюг; 2 - ППУ; 3 - превентор; 4 -арматура фонтанная; 5 - колонная головка; 6 - промывочные трубы; 7 - промывочная головка; 8 - пробка гидратная; 9 - НКТ; 10 - обсадная колонна; 11 - пакер.

Устройство нагревателя приведено на рисунке 18. Однофазный электронагреватель состоит из двух основных частей: разделки кабеля с верхним штекерным соединением и собственного нагревателя с нижним штекерным соединением. Электронагреватель (см. рис. 18) включает корпус 14, который в верхней части соединяется разъединителем 8, а нижний - заканчивается головкой - концентратором тепла. Основным нагревательным элементом является спираль 12 из нихрома или фехрали. В опытных образцах нагревателя в качестве спирали был использован [54] нихром диаметром 2,5 мм и длиной 14 м. Один конец спирали приваривается к нижнему штекеру 5, а другой - к головке нагревателя. В нижней части нагревателя имеется специальный стержень 15, изготовленный из материала, обладающего хорошей теплопроводностью и служащего концентратором тепла на рабочей головке 16. Благодаря наличию стержня 15 достигается интенсивная передача тепла от спирали к головке 16, являющейся рабочей поверхностью электронагревателя.

Токопроводящие части нагревателя от корпуса и других элементов надежно защищены фарфоровыми изоляторами и резиновыми кольцами 3, 4, 6, 7, 9 - 11 и 13.

Надежная герметичность электронагревателя обеспечивается резиновыми уплотнителями 4 и 9, которые с помощью гаек 1 и 2 плотно прижимаются к нижнему штекеру.

Рисунок 18. Малогабаритный электронагреватель.

Результаты испытания нагревателя в скважинах НГДУ показали достаточную надежность и высокую эффективность устройства при разрушении гидратопарафиновых пробок в газлифтных и фонтанных подъемниках.

Общая компоновка электронагревателя состоит из самого нагревателя, узла разделки кабеля и специального устьевого лубрикатора, обеспечивающих производство подземных ремонтов по разрушению гидратных пробок при высоких давлениях, достигающих до 30 МПа, без глушения скважины. При работе в скважине электронагревателей в сложных гидродинамических условиях и при высокой температуре необходимо обеспечить надежное соединение кабеля с нагревателем. Под действием собственного веса электронагревателя массой примерно 12 кг и энергии движущегося потока газожидкостной смеси узел соединения кабеля с электронагревателем испытывает значительные напряжения на разрыв. Это может привести к обрыву прибора, падению его в НКТ и необходимости ведения аварийных работ по глушению скважины. Кроме того, узел соединения нагревателя должен обеспечить надежность и герметичность внутренней полости спускаемого аппарата при рабочем давлении до 30 МПа. [10]

2.2. Мероприятия по борьбе с гидратообразованием

Мероприятия по борьбе с гидратами делятся на: [11]

* мероприятия по предупреждению гидратообразования;

* мероприятия по ликвидации образовавшихся гидратных отложений.

В обоих случаях необходимые мероприятия должны основываться на тщательном изучении режима температуры, давления, а также состава газа (особенно содержания влаги, конденсата) на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.

Предотвращение гидратообразования в стволах скважин должно осуществляться путем: [11]

* выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления надлежащего (оптимального) технологического режима работы скважины;

* непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;

* покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и фонтанных труб веществами, которые препятствуют отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т. д.);

* систематического удаления с забоя скапливающейся жидкости;

* устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;

* создания теплоизолированных конструкций газовых скважин, т. е. конструкций, имеющих высокое термосопротивление.

Ликвидация гидратных отложений в стволе скважины должна производиться: [11]

* продувкой газа в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратовтеплом окружающих пород;

* циркуляцией антигидратного ингибитора по сифонным трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье;

* промывкой горячим солевым раствором под давлением.

Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа может осуществляться при помощи следующих мероприятий, проводимых как в отдельности, так и в комплексе, в зависимости от конкретных условий:

1) обогрева отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновесной температуры возможного гидратообразования;

2) ввода в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих равновесную температуру гидратообразования. В качестве антигидратных ингибиторов могут выступать метанол, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль);

3) устранения резких перепадов давления (которые вызывают снижение температуры газа и образование гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре и при использовании плавных переходов от одного диаметра к другому;

4) снижения давления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давления гидратообразования;

5) уменьшения степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;

6) систематического удаления жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков.

Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут применяться: [11]

1) более интенсивный непосредственный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку;

2) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидратного ингибитора;

3) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу);

4) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;

5) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.

Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление должно быть предотвращено одним из следующих методов:

1) путем обогрева горячей жидкостью узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;

2) применением многоступенчатого штуцирования;

3) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки штуцера. Подача ингибитора должна осуществляться из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого должно быть выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора должен автоматически регулироваться при помощи дозировочного насоса высокого давления, регулировочного игольчатого вентиля и соответствующего автомата.

В случае образования гидратов в теплообменниках необходимо повысить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную температуру гидратообразования, или осуществить подачу ингибиторов в линию газа высокого давления.



Заключение

В данной курсовой работе представлена характеристика строения гидратов углеводородных газов, их образование в процессе добычи, сбора и подготовки газа на промыслах, а также условия изменения состояние газожидкостной смеси. Приведены явления, способствующие ускоренному образованию гидратов. Приведена форма расчёт изменение температуры в работающей скважине. Рассмотрен график изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины. Приведен пример расчёта определение гидратообразования на участках газопроводов. Рассмотрена технология борьбы с гидратообразованием химическим и тепловым способом. Приведены примеры мероприятий и рекомендации по предотвращению гидратообразования и ликвидация гидратных отложений в системе сбора, транспорта газа и в обвязке скважины.



Список использованных источников

1. Бешенцева С.А. Анализ методов предупреждения гидратообразования в трубопроводах // Вестник кибернетики. - 2012. - № 11. - с. 40-44.

2. https://www.tehnik.top/2018/03/blog-post_70.html

3. Джон Кэрролл. Гидраты природного газа. -- М.: Премиум инжиниринг, 2007 -- 318 с.

4. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. - М.: ВНИИГаз, 1990. - 210 с.

5. https://cyberleninka.ru/article/n/tehnologii-preduprezhdeniya-gidratoobrazovaniya-v-promyslovyh-sistemah-problemy-i-perspektivy/viewer

6. Кэрролл Дж. Гидраты природного газа: справ. пособие / Пер. с англ. - М.: Премиум Инжиниринг, 2007. - 289 с.

7. Чухарева Н.В. Определение условий гидратообразования при транспорте природного газа в заданных технологических условиях эксплуатации промысловых трубопроводов: Методические указания / - Издательство НИ ТПУ, 2010. - 30 с.

8. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- 56 с.

9. М.Г Сухарев, А.М. Красевич Технологический расчет и обеспечение надежности газа и нефтепроводов М. ГУП Изд. «Нефть и газ» РГУ НГ им. И.М. Губкина 2000 г.

10. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - ООО "НедраБизнесцентр", 2000. - 653 с.

11. https://ozlib.com/845478/tehnika/borba_gidratoobrazovaniem

Размещено на Allbest.ru

...