ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ ПОДГОТОВКЕ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

отличная работа-2011г-оценка 5 ...

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 5
1. Общие сведения о месторождении 7
1.1. Географическое положение месторождения 7
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.2.1. Характеристика геологического строения 9
1.2.2. Характеристика залежей углеводородов 11
1.2.3. Основные параметры продуктивных пластов 12
1.2.4. Газоконденсатная характеристика 13
1.2.5. Краткая гидрогеологическая характеристика 14
1.2.6. Запасы газа и стабильного конденсата 14
2. Проектные решения разработки 15
2.1. Расположение эксплуатационных скважин и порядок их ввода в эксплуатацию 15
2.2. Конструкция фонтанных подъемников 15
2.3. Технологические показатели разработки 15
2.4. Характеристика исходных, товарных и вспомогательных продуктов 16
3. Подготовка газа на Северо-Васюганском ГКМ 20
3.1. Регламент установки 20
3.1.1. Описание технологического процесса УНТС
и технологической схемы производства 20
3.1.2. Описание технологического процесса УСК
и технологической схемы производства 24
3.2. Общие сведения о газовых гидратах 27
3.3. Предупреждение и борьба с газовыми гидратами 30
3.4. Описание и работа колонны отдувки метанола 37
3.5. Сравнительная технологическая характеристика метанола и гликолей,
используемых в качестве ингибитора гидратообразования 39
3.6. Влияние ингибиторов на условия образования газовых гидратов 41
3.7. Расход ингибиторов гидратообразования 42
3.8. Кинетические ингибиторы гидратообразования 45
3.9. Влияние магнитного поля на условия гидратообразования 46
3.10. Промысловые опыты по использованию магнитного поля 47
3.11. Использование бентонит-метанольного раствора 48
4. Расчетная часть 50
4.1. Расчет места возможного образования гидратной пробки в стволе
скважины 50
5. Охрана недр и окружающей среды 56
5.1. Охрана атмосферного воздуха 56
5.2. Охрана водной среды 57
5.3. Охрана земель 58
5.4. Охрана недр в процессе разбуривания 59
5.5. Охрана недр в процессе эксплуатации 61
5.6. Водоснабжение при эксплуатации месторождения и бурении скважин 61
5.7. Утилизация промстоков в процессе эксплуатации месторождения 62
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 65
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 67
Приложения 68
Приложение 1
Нормы рабочих параметров технологических процессов (Зима) 69
Приложение 2
Нормы рабочих параметров технологических процессов (Лето) 73

ВВЕДЕНИЕ
Газодобывающая промышленность является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. Колоссальные разведанные природные запасы, обеспечивают стране ведущие позиции в мире по объему производства углеводородного газа и сопутствующих компонентов [1].

6 Классификация методов борьбы с техногенным гидратообразованием в газопромысловых и газотранспортных системахИнгибиторы гидратов делятся на три "укрупненных" класса:Традиционные – "термодинамические" ингибиторы в газовой промышленности (их первоначально называли антифризами, по аналогии с веществами, предотвращающими замерзание водной фазы) — вещества, растворимые в воде, меняющие ее активность и, как следствие, смещающие трехфазное равновесие газ — водная фаза — газовые гидраты в сторону более низких температур (сюда, прежде всего, относятся алифатические спирты, гликоли и водные растворы неорганических солей)."Кинетические" ингибиторы гидратообразования, предотвращающие на некоторое время процесс нуклеации (зародышеобразования) гидратов и резко замедляющие рост жизнеспособных центровкристаллизации (в последние годы наметился некоторый "бум" исследований кинетики гидратообразования в присутствии добавок различных веществ, подогреваемый надеждами найти замену термодинамическим ингибиторам).Реагенты, практически предотвращающие (или резко замедляющие) рост газогидратных агломератов за счет частичной блокировки жидкой водной фазы, предотвращают прямой контакт газ — вода, обеспечивая тем самым многофазный транспорт продукции скважин в режиме гидратообразования.В России и странах СНГ в промысловых условиях фактически использовались три группы термодинамических ингибиторов:Водные растворы электролитов.Антигидратные реагенты на базе гликолей.Метанол и некоторые составы на его основе.Растворы электролитов активно использовались на газовых промыслах в 50 —70-е годы, и сейчас вполне могут использоваться на небольших месторождениях, преимущественно в регионах средней и южной полосы России и в странах СНГ. Однако применение подобных ингибиторов в северных регионах на крупных газовых и газоконденсатных месторождениях представляется явно нетехнологичным (в силу климатического фактора и особенностей технологии добычи газа).Гликоли — довольно распространенные ингибиторы гидратообразования для процесса НТС газа, особенно активно использовались на южных газоконденсатных месторождениях, начиная с конца 50-х годов. В газовой промышленности наибольшее применение находит диэтиленгликоль (ДЭГ), который используется так же, как абсорбент при осушке газа.Диэтиленгликоль довольно эффективный ингибитор гидратообразования. Одним из его достоинств является малая растворимость в газовой фазе (в основном его потери определяются механическим уносом в капельном виде в количестве 10 — 40 г/1000 м3 газа); разработаны в деталях системы регенерации отработанного раствора. Недостатки — высокая цена, определенные технологические затруднения при разделении эмульсии ДЭГа с нестабильным конденсатом (особенно при наличии ароматических углеводородов в конденсате), довольно высокая вязкость и сравнительно высокая температура кристаллизации (что затрудняет его использование в северных условиях).В настоящее время ДЭГ находит применение как ингибитор гидратов главным образом на установках НТС на некоторых месторождениях Средней Азии.Метанол — наиболее широко распространенный антигидратный реагент, используемый как для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений (несплошных гидратных пробок).На действующих месторождениях Крайнего Севера России используется в настоящее время практически только метанол.Широкое и практически повсеместное в настоящее время применение метанола на газодобывающих предприятиях России обусловлено следующими основными причинами:относительно низкой стоимостью даже в современных экономических условиях России и весьма широкой промышленной базой, причем его производство и в настоящее время продолжает расширяться;высокой технологичностью процесса ввода и распределения метанола в требуемые участки технологической цепочки, и это весьма актуально для условий северных месторождений;наивысшей среди известных ингибиторов антигидратной активностью, сохраняющейся даже при низких температурах;очень низкой температурой замерзания концентрированных растворов метанола и исключительно малой их вязкостью даже при температурах ниже — 50 °С;смешиваемостью со слабоминерализованной пластовой водой без выпадения твердого осадка, в то же время в довольно редких случаях высокоминерализованных пластовых водонапорных систем можно использовать не концентрированный метанол, а его водные растворы, подбирая концентрацию исходя из условия невыпадения твердой фазы, здесь благоприятным фактором является то обстоятельство, что сильно минерализованная вода и сама по себе выступает как ингибитор гидратов;сравнительно малой растворимостью метанола в нестабильном конденсате, особенно при контакте нестабильного газоконденсата с отработанным (насыщенным) водным раствором метанола, концентрацией менее 50 мас.%;в отличие от растворов неэлектролитов некоррозионностью метанола и его водных растворов, и, следовательно, отпадает необходимость в каких-либо специальных антикоррозионных добавках в ингибитор, разумеется, если "сырой" газ сам по себе не является коррозионно-активным;возможности использования технических сортов метанола, например метанола-сырца, а также гидролизных фракций метанола (с гидролизных заводов);•наличием достаточно простых технологических схем регенерации отработанных растворов;принципиальной проработанностью в настоящее время вопросов утилизации и захоронения пром. стоков, содержащих метанол, — это сейчас стало особо актуальным, поскольку требования к охране окружающей и геологической среды постоянно возрастают;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).Однако у ингибиторов на основе метанола имеется ряд весьма серьезных недостатков, наличие которых и приводит к необходимости постановки вопроса о возможности и целесообразности его замены. Отметим основные недостатки метанола, к которым прежде всего относятся:очень высокая токсичность (как при действии паров, так и при попадании на кожные покровы и внутрь организма), а также высокая пожароопасность;возможность выпадения солей при смешивании с сильно минерализованной пластовой водой и, как следствие, солеотложения в промысловых коммуникациях, особенно опасно это явление в стволах скважин;эффект ускоренного роста кристаллогидратов в присутствии разбавленных водных растворов метанола недостаточной концентрации для предупреждения гидратов;• наконец, как бы обратной стороной уникальной антигидратной активности метанола в водном растворе (эта особенность метанола обусловлена низкой молекулярной массой) является высокая упругость его паров (нормальная температура кипения составляет всего ~ 65 °С) и, как следствие, его очень высокая растворимость в сжатом природном газе.В настоящее время в отечественной промысловой практике на северных месторождениях используется исключительно метанол. Он используется на всех основных газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, на Оренбургском и Астраханском ГКМ применительно к ингибированию систем добычи внутрипромыслового сбора продукции газовых и газоконденсатных скважин. За последние 10—15 лет накоплен большой и вполне позитивный опыт применения этого ингибитора. Были разработаны новые энерго- и ресурсосберегающие технологические процессы подготовки природного газа к дальнейшему транспорту, позволяющие существенно сократить расход метанола и повысившие как надежность газопромысловых систем, так и их экологическую чистоту.Для предотвращения гидратообразования при охлаждении на Северо-Васюганском ГКМ в газ перед входом в аппараты 10ВХ-1, 10Т-1, 10Т-2 и 10Т-3 впрыскивается метанол. С целью исключения строительства установки регенерации насыщенного метанола принято решение предусмотреть отдувку метанола в ректификационной колонне после первичного сепаратора. Этот процесс позволяет получить концентрацию регенерированного метанола 90% мас, при остаточном содержании метанола в отводимой воде 0.54-0.7% мас (Таблица 3.2).Таблица 3.2 Материальный баланс по метанолу 90% концентрацииПоказателиГодыкг/ч123456789101112131415161718192021222324252627282930Впрыскметанолаперед I0BX-1237212112112012011811611511210291817059544843373230282624211917151311и том числе:-на насыщениежидкой фазы824414141414039393834312724201816151311101098776554-унос с газомиз 10С-21548808079797877767468605446393632282421201817161412111087-потери сконденсатом 000000000000000000000000000000Впрыскметанолаперед 10Т-21548808079797877767468605446393632282421201817161412111087в том числе:-унос с газомиз 10С-21548808079797877767468605446393632282421201817161412111087-дополнитель-ный впрыскне требуетсяРаспределениеметанола:-на насыщениежидкой фазы310171717171716151514121198875444333333322-потери с газомиз 10С-31135606059595858585752464135302724221916151413121098765-потери сконденсатом133333333322221111111111100000Продолжение таблицы 3.2ПоказателиГодыкг/ч123456789101112131415161718192021222324252627282930Суммарнаяподачаметанола237212112112012011811611511210291817059544843373230282624211917151311в том числе:-на насыщениежидкой фазы11345858585857555453484338332826232017151413121110109876-потери с газомиз 10С-31135606059595858585752464135302724221916151413121098765-потери сконденсатом133333333322221111111111100000Водныйрастворметанола из10С-2 и ЮС-3237312312312312312011811511310392827161554944383230282624222018161412на отдувку3.4. Описание и работа колонны отдувки метанолаАппарат предназначен для отдувки метанола (повышения концентрации метанола, уносимого газом) за счет массобмена газа с водным раствором [6].Колонна представляет собой цилиндрический вертикальный аппарат диаметром 1000 мм, в котором расположены 10 (5 теоретических) массообменных колпачковых тарелок со съемной сетчатой насадкой на каждой тарелке (Рисунок 3.7).Перед штуцером выхода газа установлена сепарационная секция с цетробежными элементами.Сырой газ поступает в аппарат через штуцер в нижней части аппарата, а 40-50% раствора метанола поступает на верхнюю массообменную тарелку. В результате противотока происходит контакт газа с метанолом и концентрация его повышается до 99,5%, а вода стекает вниз и выводится из аппарата.Выходящий газ сепарируется на сепарационной тарелке от унесенной влаги и выходит из аппарата.Жидкость с сепарационной тарелки через гидрозатвор поступает на верхнюю массообменную тарелку.Производительность по газу отдувки:м3/сут от 103680,0 до 770400,0* м3/ч от 4220,0 до 32100,0* кг/ч от 3500,0 до 35000,0Давление избыточное, МПа: технологическое от 9,9 до 4,9 расчетное 11,0Температура рабочая, град С: от 15 до 30Производительность по водометанольному раствору, кг/ч: от 22,0 до 241,0Концентрация водометанольного раствора, %: на входе от 40 до 60 на выходе до 1Тип насадки: колпачковая тарелка с установленным над ней пакетом насадки треугольного сечения из вязанного сетчатого рукава Геометрические размеры насадки: Диаметр колпачка, мм - 80 Высота колпачка, мм - 55 Высота прорезей колпачка, мм - 20Количество тарелок, шт - 10Расстояние между тарелками, мм - 500* объем газа приведен к условиям: Р=0,1013 МПа и Т=20˚С. Рисунок 3.7 Колонна отдувки метанола3.5. Сравнительная технологическая характеристика метанола и гликолей, используемых в качестве ингибитора гидратообразованияРассматриваемые ингибиторы гидратообразования, метанол и гликоли, имеют разные физико–химические свойства (Таблица 3.3).Таблица 3.3 Основные физико-химические свойства метанола и гликолейПоказателиРеагентыМетанолЭГДЭГТемпература кипения, °С64,65197,3*244,8*Температура застывания, °С-97,7-13,0-9,0Давление насыщенных паров при 20 °С, Па1229081,31Плотность при 20 °С, кг/м379211601118Вязкость при 20 °С, МПа*с0,81720,935,7* - при температурах свыше 164 °С разлагаетсяСнижение температуры гидратообразования газаВажным свойством ингибиторов гидратообразования является возможность снижения температуры гидратообразования газа [7]. Этот показатель в расчетной практике принято обозначать как Δt,. Численно Δtr определяется по уравнению(3.1)где - требуемое снижение температуры гидратообразованиягаза, °С;- температура гидратообразования газа, °С;- температура в системе, °С.От значения зависит минимально допустимая концентрация в отработанном растворе Х2 при заданном значении снижения температуры гидратообразования. Между снижением температуры гидратообразования и Х2 имеется следующая зависимость(3.2)где М - молекулярная масса реагента в растворе ингибитора;К - коэффициент, характеризующий природу реагента.Как видно из уравнения (3.2), величина Х2 в свою очередь является основной в определении удельного расхода ингибитора гидратообразования (при прочих равных условиях). В табл. 3.4 приведены значения минимально допустимой концентрации ингибиторов гидратообразования в насыщенном растворе в зависимости от .Согласно данным табл. 3.4, лучшие показатели имеются у метанола. Примерно такие же у ЭГа. У ДЭГа показатели значительно хуже, то есть при прочих равных условиях для обеспечения безгидратной эксплуатации объекта требуется подавать в систему больше раствора.Таблица 3.4 Минимально допустимая концентрация реагента в жидкой фазе взависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования газаИнгибиторыКонцентрация реагента, мг/л, при снижении температуры гидратообразования, °С5101520Метанол11,620,828,234,4ЭГ12,422,129,836,1ДЭГ18,030,439,646,7РегенерацияИзвестно, что процесс добычи газа сопровождается выносом капельной жидкости (пластовой минерализованной воды), частиц керна, остатков бурового раствора и т.д. из пласта.В состав солей минерализованной воды входят хлористый натрий, хлористый кальций, карбонаты кальция и натрия, хлористый магний и т.д. Эти соли накапливаются в растворе ингибитора. Накопление минеральных солей в растворах метанола и гликолей увеличивает их коррозионную активность, усиливается интенсивность коррозии оборудования и коммуникаций газопромысловых объектов.При регенерации растворов гликоля происходит снижение количества воды в кубовом продукте. Ввиду этого, а также в результате повышения температуры в системе происходит снижение растворимости ряда солей в растворе и, как следствие, их отложение в системе. Часть солей остается в регенерированном растворе гликоля.Осаждение твердых веществ на поверхностях нагрева затрудняет теплообмен, приводит к увеличению энергозатрат и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей.При перегреве раствора имеет место разложение гликоля с образованием кислот. Образующиеся кислоты, усиливая коррозию, способствуют разрушению материала оборудования. Продукты коррозии, накапливаясь в гликолях, усугубляют вышеописанные проблемы.Принципиальным отличием процесса регенерации насыщенного раствора метанола является то, что в этом случае из раствора выделяется метанол. Поглощенная из газа вода из системы выводится в качестве кубового продукта. Таким образом, после каждого цикла на установку обработки газа поступает раствор метанола, не содержащий минеральные соли и механические примеси.Однако и в этом случае имеет место осаждение солей на поверхностях оборудования, но проблема менее остра, чем при регенерации засоленных растворов гликолей.Следует отметить, что практически ни на одном объекте не осуществляется полноценная очистка растворов метанола и гликоля от различных солей.Потери с обрабатываемым газом. Гликоли относятся к ингибиторам, имеющим исключительно низкое давление насыщенных паров. К примеру, при температуре 20 °С давление насыщенных паров ЭГа и ДЭГа составляет соответственно 8 и 1,3 Па, а для метанола 12290. Эти показатели определяют расход реагента для насыщения паровой фазы.Расчеты показывают, что при режиме сепарации газа (температура -5 -+5 °С, давление 4,5-5 МПа) концентрация ДЭГа и ЭГа в паровой фазе составит не более 0,1 г/1000 м3. Это по сравнению с концентрацией метанола в паровой фазе на два порядка ниже (Таблица 3.5).Таблица 3.5 Концентрация метанола и ДЭГа в паровой фазе над водными растворами при давлении 5 МПа (г/1000 м3) и температуре 0 °СИнгибиторКонцентрация ингибитора в растворе, %30201052Метанол4002501309860ДЭГ0,10,10,10,10,1Следует отметить, что на практике равновесные потери метанола с обработанным газом значительно больше, чем представлено в данной таблице. Для гликолей этот показатель в сотни раз меньше, что дает им преимущества.3.6. Влияние ингибиторов на условия образования газовых гидратовМеханизм действия традиционных ингибиторов гидратообразования (таких, как алифатические спирты, гликоли и комплексные многокомпонентные составы на их базе) состоит в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, в изменении равновесных условий гидратообразования. Точное знание величины изменения условий гидратообразования природных газов в водных растворах ингибитора по сравнению с чистой водой необходимо для оптимизации расхода метанола на установках НТС и разработки новых технологий применения ингибиторов. Особенно эта задача актуальна на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений, где, как показывает опыт Уренгойского ГПУ, удельный расход метанола начинает возрастать, что совершенно не прогнозировалось проектами разработки и обустройства газоконденсатных месторождений [8].Имеющиеся экспериментальные данные по влиянию метанола на условия гидратообразования различных природных (и синтетических) газовых смесей, а также качественный термодинамический анализ свидетельствуют о том, что при фиксированном давлении газовой смеси снижение температуры гидратообразования (обозначаемое ниже ΔТ) для какого-либо определенного, ингибитора незначительно зависит как от давления, так и от состава природного газа. Именно поэтому вполне естественным является представление экспериментальных ,(и/или расчетных) данных в виде простых эмпирических зависимостей для величины ΔТ - снижения температуры гидратообразования при фиксированном давлении. Величина ΔТ обычно представляется как функция концентрации ингибитора в водном растворе (молярной доли х, или массового процента X, мае. %) и типа ингибитора, однако следует отметить, что, по экспериментальным данным, все-таки отчетливо прослеживается зависимость ΔТ от давления и компонентного состава газа.Рассмотрим данные по системе "метан - BMP -гидраты", в которой образуются гидраты кубической структуры I.В качестве эмпирической зависимости для снижения температуры начала гидратообразования в присутствии BMP в последние годы обычно рекомендуется использовать зависимость общего вида: (3.3)где x - молярная доля метанола в водном растворе;Х- концентрация метанола в его водном растворе, мас.%;А - эмпирический коэффициент (подбираемый по опытным данным или с использованием компьютерных программ расчета фазовых равновесий газовых гидратов).для системы "метан - BMP - гидраты структуры I" рекомендована следующая зависимость для А: (3.4)где Р - давление газа, МПа.Перейдем к величине ΔТ для системы "природный газ газоконденсатных месторождений - BMP".