Всего известно семь типов льдоподобных каркасов из молекул воды, в которых имеются большие полости, однако для нефтегазовой отрасли представляют интерес главным образом две кубические структуры I и II (KCI и KC-II), различающиеся размерами элементарных ячеек, типами и размерами полостей (имеются два типа полостей малые и большие). Только эти две газогидратные структуры и реализуются в природных газовых и газоконденсатных системах.

Ряд процессов, осуществляемых в нефтедобывающей, газовой и нефтехимической промышленностях, сопровождается образованием углеводородных гидратов, забивающих трубопроводы и оборудование. Для предотвращения гидратообразования необходимо знать условия образования гидратов при различных составах газовой фазы, температурах, давлениях и других параметрах, определяющих этот процесс.

Образование гидратов в стволе наблюдается как в газовых, так и нефтяных скважинах. Особенно характерно это явление при освоении и исследовании скважин, а также по другим технологическим причинам и в период их пуска. Наиболее часто гидратообразование имеет место в газовых скважинах на северных месторождениях. Это связано с низкими температурами на устье скважин из-за сравнительно медленного прогрева ствола скважины (имеет место повышенная теплоотдача в около скважинное пространство при наличии зоны ММПмноголетнемерзлые породы) и варьирования дебита в широком диапазоне.

Процесс гидратообразования может происходить как на стенке трубы (с ростом гидратных отложений и образованием пробок), так и в потоке газа. Следует отметить, что процесс отложения гидратов идет достаточно быстро и сплошная пробка может образоваться уже за 510 часов после пуска скважины. Особенно быстро образуются гидратные отложения при исследовании скважин на приток по кольцевому пространству [9].

Необходимо отметить, что гидратообразование может проходить и в затрубном пространстве, механизм которого существенно отличается от процесса, протекающего в насоснокомпрессорных трубах нефтяной скважины. Причинами различий являются: контакт межтрубного пространства с многолетнемерзлыми породами и наличие линии динамического уровня, которая определяется работой насоса. Линия динамического уровня разделяет заслонное пространство на два участка, на которых условия гидратообразования принципиально различаются. Кроме того, в межтрубном пространстве происходят рециркуляция паров воды и конденсация жидкой углеводородной фазы из газов разгазирования.

Техногенные газовые гидраты в системах добычи, сбора, промысловой подготовки и транспортировки газа являются достаточно типичным технологическим осложнением, особенно для условий северных газовых и36 газоконденсатных месторождений (особенно Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и др.). В связи с этим при эксплуатации месторождений необходимо предусматривать мероприятия по борьбе с гидратами. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцеры и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу нефтегазопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

1. Предупреждение образования гидратов;

2. Ликвидация образовавшихся гидратов.

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:

1. Выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления оптимального технологического режима работы скважины;

2. Непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;

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

4. Систематического удаления с забоя скапливающейся жидкости;

5. Устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;

6. Создания теплоизолированных конструкций газовых скважин, т. е. конструкций, имеющих высокое термосопротивление.

Ликвидация гидратных отложений в стволе скважины должна производиться: гидрат закупорка газ

1. Продувкой газа в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратовтеплом окружающих пород;

2. Циркуляцией антигидратного ингибитора (замедлителя) по сифонным трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье;

3. 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 [10-12]:

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 транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков (штуцеров).

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

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.

Применение метанола не всегда оправдано с точки зрения экономической и технологической, безопасности обслуживающего персонала и охраны окружающей среды.

Основное направление совершенствования технологии обработки газа, позволяющее значительно сократить общие объемы потребления реагента и транспортные расходы, повысить экономическую эффективность процессов обработки газа, улучшить экологическую сторону работы газовых промыслов - внедрение установок регенерации насыщенных метанольных растворов, в том числе на газоконденсатных месторождениях.

Рис. 2 Принципиальная схема тарельчатой ректификационной колонны

Насадочные колонны широко применяют для процессов абсорбции, очистки, охлаждения и увлажнения газов, иногда ректификации. Контакт газа и жидкости в насадочной колонне, во время которого происходит обмен веществом и теплом между фазами, происходит, в основном, на смоченной поверхности насадки. Поверхность контакта фаз в насадочной колонне, через 26 которую осуществляется массопередача, называют «активной поверхностью насадки». Она может быть, как меньше, так и больше геометрической поверхности насадки, и величина ее зависит от расходов газа и жидкости. При малом расходе жидкости ее может не хватить для смачивания всей поверхности насадки, поэтому расход жидкости («величина орошения») должен обеспечивать полную смачиваемость всей поверхности насадки. Эффективность насадочной колонны зависит от различных факторов: от расходных параметров, физических свойств пара и жидкости и от типа насадки. Кроме того, на эффективность колонны сильное влияние оказывает неравномерность распределения потоков по сечению колонны, которая приводит к избирательному движению пара и жидкости. К достоинствам насадочных колонн относят: * невысокий перепад давления по высоте аппарата; * широкий диапазон устойчивой работы; * высокий КПД.

Общий вес тарельчатой колонны обычно меньше, чем вес насадочной при одинаковой производительности: из-за ограниченной прочности насадки иногда невозможно обойтись только одной колосниковой решеткой, выдерживающей вес всей насадки в высокой колонне. Тарельчатые колонны более пригодны для процессов, сопровождающихся колебаниями температуры относительно окружающей среды, так как периодическое расширение и сжатие корпуса колонны при таких условиях может разрушить насадку.

В качестве типовой установки регенерации метанола методом ректификации рассмотрим схему регенерации водных растворов метанола Мессояхского нефтегазового месторождения.

Рис 3. Технологическая схема установки регенерации метанола Мессояхского месторождения. 1 - теплообменник; 2 - ректификационная колонна; 3 - паровой подогреватель; 4 - конденсатор-холодильник; 5 - промежуточная ёмкость; 6 - насосы

1. Макогон Ю.Ф., Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. Изд-во Недра, 1985. 232 с.

2. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. 508 с.

3. Дегтярёв Б.В., Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера (практическое руководство) / Б.В. Дегтярёв, Г.С. Лутошкин, Э. Б. Бухгалтер. М.: Недра, 1969. 120 с.

4. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И., Газовые гидраты. Изд-во Недра, 1980. 296 с.

5. Кузнецов Ф.А. // Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований / В.А. Истомин, Т.В. Родионова - Рос.хим.ж., 2003, т. XLVII, №3. С. 5-18.

6. В.А. Истомин, В.С. Якушев (ВНИИгаз), Исследование газовых гидратов в России М: Газовая промышленность №05/2002.

7. Гухман Л.М. Подготовка газа северных месторождений к дальнему транспорту. Л.: Недра, 1980. 161с.

8. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. 214 с.

9. Афанасенко В.Г., Кулаков П.А., Боев Е.В., Имаева Э.Ш., Давлетов О.Б., Мазидуллин Д.Н. Оптимизация ультразвукового эмульгирования при механическом перемешивании // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. № 4. С. 148-155.

10. Квеско Н.Г., Квеско Б.Б. Инигибиторная защита оборудования от гидратообразования на газовых месторождениях Восточной Сибири // Евразийский союз ученых (ЕСУ). 2015. № 8(17). С. 94-97.

11. Шиповалов А.Н., Земенков Ю.Д., Тырылыгин И.В. Проблемы применения технологий предупреждения гидратов в промысловых системах // Материалы Всероссийской научнопрактической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону». Тюмень, 2010. №1. С. 150 - 154.

12. Kulakov P.A., Rubtsov A.V., Afanasenko V.G., Zubkova O.E., Sharipova R.R., Gudnikova A.A. Influence of technical condition parameters on the residual resource of capacitive equipment // Journal of Physics: Conference Series. International Scientific Conference "Conference on Applied Physics, Information Technologies and Engineering APITECH-2019", 2019. P. 55052.

Размещено на Allbest.ru