Осложнения, при сборе углеводородного сырья и пути их ликвидации на месторождениях Северной бортовой зоны Прикаспия (стр. 4 )

-  из первой ступени сепарации не выносится капельная влага;

-  вся капельная влага, поступающая в сепараторы первой ступени выносится в теплообменники «газ-газ».

При крайне низкой температуре окружающей среды, при расчете расхода метанола, учитывается возможность охлаждения незаизолированных аппаратов и линий ниже температуры НТС.

Реально количество выносимой воды будет зависеть от расхода газа и термодинамических условий первой ступени сепарации и фактически это будет какая-то точка между двумя кривымил/1000мЗ 2.400

График 1. Норма расхода метанола после клапана J-T.

3.1.2 Основные рекомендации, направления исследований и организация работ по предупреждению и ликвидации гидратов

Таким образом, из анализа существующих методов, фактического состояния на месторождении Карачаганак, анализа условий образования гидратов вытекают следующие рекомендации.

1.  Провести комплекс экспериментальных исследований условий образования гидратов Карачаганакского газа с целью создания более эффективных методов и средств борьбы с гидратами.

2.  Определить возможность установки клапана-отсекателя на глубину ~ 400-500 м, где температура потока газа при дросселировании через клапан-отсекатель не сможет опуститься ниже равновесной температуры гидратообразрвания.

3.  Определить экспериментальным путем количество метанола, растворяющегося в жидкой углеводородной фазе (gк), выделяемой из 1000м3 Карачаганакского газа (кг) с целью оптимизации расхода ингибитора гидратообразования.

4.  Провести исследования и опытно-промышленные испытания раздельной подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования.

5.  Ограничить применение метода ликвидации гидратов уменьшением давления в газопроводе, так как это связано с выбросом газа в атмосферу и/или снижением пропускной способности газопровода. К тому же его использование при температурах ниже 0°С может привести к образованию ледяных пробок в результате замерзания воды образовавщейся при разложении гидратов.

6.  Подогрев газа использовать для обеспечения работ дроссельных устройств и коротких участков газопроводов.

7.  Во-избежание потерь метанола производить регенерацию метанола из ее водных растворов.

8.  Предусмотреть в системе дозировки химических веществ замерные устройства фактического расхода реагента по каждой точке впрыска и автоматизировать расход в зависимости от фактических параметров технологического режима.

9.  Рассчитать расход ингибитора по годам, в том числе применительно к зимним и летним месяцам с учетом изменений значений давления, температуры и влагосодержания газа. При этом на каждый промежуток времени расход ингибитора
определить, исходя из наихудших условий эксплуатации скважин и газопроводов.

3.4 Экономические показатели при сборе скважинной продукции на нефтегазоконденсатном месторождении Карачаганак

3.4.1 Расчет необходимого количества метанола

Определяем количество воды, выделившейся из газа за сутки

где mtp  и mi - содержание влаги при температуре tт. р росы и фактической температуре ti газа в газопроводе   - Q расход газа

(1)

по заданным параметрам газа, давлению и относительной плотности определяем температуру образования гидратов . 

Требуемое снижение точки росы по углеводородам расчитывают по формуле

(2)

По графику определяем минимальное содержание метанола в жидкости Mж

для температуры

Находим отношение содержания метанола в парах к его содержанию в жидкости Км по графику

Расчитываем концентрацию метанола в газе

(3)

Определяем количество метанола, необходимое для насыщения жидкости

(4)

Определяем количество метанола для насыщения газа

(5)

Находим общий расход метанола G M = GМЖ+ GМГ

(6)

Определяем количество метанола, необходимое для предотвращения образования гидратов, при условии: среднее давление =3,8МПа: относительная плотность по воздуху =0,6: температура насыщения газа парами воды =305К: минимальная температура газа в газопроводе =-20С

пропускная способность газопровода с разными диаметрами: 0,200м; 0,150м; 0,100м расчитываем по формуле

Q=V*S (7)

5280м3сут; 2678м3сут;1385м3сут;

Рассмотри три варианта содержания метанола в жидкости: 20%; 26%; 30%;

Таблица 3.6. Содержание метанола в жидкости 20%

Пропускная способность газопровода Q (м3сут)	5280	2678	1385
Количество воды, выделившейся из газа за сутки при охлаждении от 320С до -20С (г/сут)	4488	2276	1175
Температура образования гидратов - t г (0)	12	12	12
Требуемок снижение точки росы - Δ tр (0)	14	14	14
Отношение содержание метанола в газе и воде КМ ( %)	0,016	0,016	0,016
Концентрация метанола в газе КМ. Г ( г/м3)	0,32	0,32	0,32
Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости G М. Ж (г/сут)	1122	569	294
Количество метанола, необходимое для насыщения газа GМ. Г (г/сут)	1689	857	442
Общий расход метанола (г/сут)	2812	1426	736

Таблица 3.7. Содержание метанола в жидкости 26 %

Пропускная способность газопровода Q (м3сут)	5280	2678	1385
Количество воды, выделившейся из газа за сутки при охлаждении от 320С до -20С (г/сут)	4488	2276	1175
Температура образования гидратов - t г (0)	12	12	12
Требуемок снижение точки росы - Δ tр (0)	14	14	14
Отношение содержание метанола в газе и воде КМ ( %)	0,016	0,016	0,016
Концентрация метанола в газе КМ. Г ( г/м3)	0,416	0,416	0,416
Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости G М. Ж (г/сут)	1577	799	413
Количество метанола, необходимое для насыщения газа GМ. Г (г/сут)	2196	1114	575
Общий расход метанола (г/сут)	3773	1913	988

Таблица 3.8. Содержание метанола в жидкости 30 %

Пропускная способность газопровода Q (м3сут)	5280	2678	1385
Количество воды, выделившейся из газа за сутки при охлаждении от 320С до -20С (г/сут)	4488	2276	1175
Температура образования гидратов - t г (0)	12	12	12
Требуемок снижение точки росы - Δ tр (0)	14	14	14
Отношение содержание метанола в газе и воде КМ ( %)	0,016	0,016	0,016
Концентрация метанола в газе КМ. Г ( г/м3)	0,48	0,48	0,48
Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости G М. Ж (г/сут)	1923	975	503
Количество метанола, необходимое для насыщения газа GМ. Г (г/сут)	2534	1285	663
Общий расход метанола (г/сут)	4457	2260	1166

На КНГКМ проводились опыты по борьбе с гидратообразованием с помощью метанола при этом параметры были далеки от действительного, вследствие чего имело место чрезмерного расхода метанола, что было экономически невозможно. Мы предлагаем проводить опыты по оптимизации процесса с учетом всех действующих параметров, влияющих на образование гидратных отложении, такие как давление, плотность газа, температура насыщения, температура газа в газопроводе и температура окружающей среды. Для условии КНГКМ эффективный метод борьбы с гидратообразованием – применение метанола определенной концентрации в пределах– 0,410-0,420 г/м3

Выводы, основные результаты исследования

Величина внешнего давления и степень переохлаждения процесса определяет в значительной степени скорость образования зародышей кристаллизации гидрата. С увеличением давления скорость образования зародышей кристалли­зации растет. При повышении степени переохлаждения скорость образования зародышей кристаллизации резко возрастает, а достигнув определенного значения при заданном давлении, плавно снижается. Чтобы определить места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости (p-t), т. е. фактическое изменение давления и температуры потока газа. Образование и накопление гидрата произойдет при снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды ниже равновесной. Пластовая температура газа для Карачаганакского месторождения, составляющая 67 - 89 °С, образование гидратов в стволе скважины маловероятно. При возможности образования гидратов в стволе можно предотвратить гидратообразование подачей ингибиторов (метанола, гликоля, растворов солей) в поток газа. Основными местами гидратных пробок являются система промысловой подготовки газа, конденсата, а также система внутрипромыслового сбора и транспорта. Определив основные места образования и интенсивность накопления гидратов в системах сбора и подготовки газа, можно построить графическую зависимость равновесной температуры гидратообразования и фактической температуры газового потока для своевременного принятия необходимых защитных мер. Для борьбы с гидратообразованием на месторождении применяются следующие методы: 1) осушка газового потока от влаги методами сорбции или низко­ температурной сепарации с понижением точки росы; 2) поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре. Исследования показывают, что наиболее приемлемым для Карачаганакского месторождения является метод ввода противогидратных ингибиторов в поток транспортируемого газа, так как наиболее вероятно образование гидратов в наземной части технологического оборудования месторождения. 3) ввод в газовый поток ингибиторов против гидратообразования.

В качестве противогидратных ингибиторов широко применяются растворы спиртов, и их различные смеси. Наиболее приемлемый ингибитор гидрато­образования для данных условий - метиловый спирт.

Результаты исследований гидратообразования при сборе и подготовке газа и газоконденсата методом поинтервальных комплексных исследования на установке «Порта-Тест» показали, что только изменением технологических параметров невозможно предотвратить гидратообразования в промысловых трубопроводах и оборудовании. В настоящее время на Карачаганакском месторождении для предотвращения и ликвидации гидратообразовании в промысловых трубопроводах системы сбора и подготовки газоконденсата применяют метанол. Результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных способов борьбы с образованием гидратных пробок нефтегазоконденсатных месторождений показали эффективность применения метанола.

Результаты оптимизaции способов и рeжимов подачи растворов химреагентов показали, что концентрация метанола в газе должна быть в пределах 0,410-0,420г/м3, при которой период остановки насосов составляет 1 месяц.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за разработкой месторождения Карачаганак по

состоянию на 1 января 2011года Аксай/Актау 2011г.

2. Рекомендации по предотвращению гидратообразований,

парафиноотложений и коррозии при работе комплексной подготовки газа

на КНГКМ. ВНИИгаз, М., 1989г.

3. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК 1996

4. Технологическая схема разработки месторождения КНГКМ. Казахский

научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа. 1999г.

5. Исследование нефти и конденсата Карачаганакского месторождения.

Актауский государственный университет им. Ш. Есенова

г. Актау, Казахстан © Нефтегазовое дело, 2008 http://www. ogbus. ru

6. Геолого-промысловый отчет КРО б. в. за 2008 г.

7. , «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»,- М.,

«Недра» 1990-с.350

8. , , «Основы нефтегазового дела». Учебник.-2-е

изд., доп, и испр. –Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.

9. , «Добыча и транспорт газа и конденсата» - М., Недра, 1987.

10. , «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и

газоконденсатных месторождений» - М., Недра, 1987.

11. , , Разработка газовых и газоконденсатных

месторождений - Актау, 2001.

12. , «Разработка газовых, газоконденсатных и

нефтегазоконденсатных месторождений» - М.., Недра, 1989.

13. , «Теория проектирования разработки газовых и

газоконденсатных месторождений» - М., Недра, 1989.

14. , «Теоретические основы разработки месторождений природных

Газов» - М., Недра, 2002.

15 Бактыгулов Б. Е., «Нефтегазоносность и перспективы

поисково - разведочных работ в северной части Прикаспийской впадины»

Учебное пособие - Уральск, ЗКАТУ, 2007.

16. Бактыгулов Б. Е., «Перспективы нефтегазоносности

глубинных недр Северного Прикаспия». Материалы Международной

научно - практической конференции - Уральск, 2007

17. Бактыгулов Б. Е., «Перспективы нефтегазоносности больших

глубин недр Северного Прикаспия» - Научный журнал «Вестник

Атырауского института нефти и газа». Атырау 2007

18. , «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

Месторождений» - М., Недра, 1984.

19. , «Разработка и эксплуатация газовых месторождений» - М.,

Недра, 2000.

20. , ,

«Методика расчета ингибиторов гидратообразования с

приминением ЭВМ»- М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.

21. , и др., Нефтегазоконденсатное месторождение

Карачаганак (ТЭО коэффициентов извлечения конденсата и нефти) ПГО,

«Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988г. 17.

22 . Использование меанола в газовой промышленности в качестве

ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления впериод

до 2030г. ВНИИГАЗ/Газпром © Нефтегазовое дело, 2007

http://www. ogbus. ru

23. Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак. –Лондон,

2000.

24. ,, Методические указания по прохождению

профессиональных практик магистрантов, обучающихся по специальности

6М070800 – «Нефтегазовое дело» - РГКП «ЗКАТУ имени Жангир хана»,

2012 г.

25. ,, , Методические рекомендации по

подготовке, оформлению и защите магистерской диссертации для

магистрантов по специальности 6М070800 – «Нефтегазовое дело» ЗКАТУ

имени Жангир хана Уральск 2012