УДК :

Осложнения, при сборе углеводородного сырья и пути их ликвидации на месторождениях Северной бортовой зоны Прикаспия

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана, г. Уральск, магистрант

В пределах Казахстанской части Северной бортовой Зоны Прикаспийской впадины, именуемой как зоной сочленения Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской синеклизы, за последние десятилетия открыты ряд месторождении нефти, газа и конденсата различных по запасам и значимости: Карачаганакское, Чинаревское, Западно-Тепловской, Тепловское, Дарьинское, Цыгановское, Ульяновское, Каменское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское и др.

Анализ физико-химического состава углеводородного сырья показывают различные, часто довольно высокое, содержание парафина в нефти и в конденсате. Другим осложняющим фактором является образование гидратных пробок. При внутрипромысловом сборе, транспорте газа и конденсата в определенных гидродинамических условиях объективно создается эффект дросселирования транспортируемого углеводородного сырья, что ведет к формированию гидратных пробок в системе транспорта и подготовки газа и конденсата. Большое содержание в пластовых флюидах, например Карачаганакского месторождения кислых газов H2S 3,5% CO2 5,6 % также повышает процесс гидратообразоваия. Гидратные пробки довольно сильно осложняют процесс сбора и транспорта УВ сырья на месторождении.

Немаловажное значение имеют борьба с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями (АСПО), коррозией и отложениями солей при эксплуатации скважин.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Для предотвращения этих и других осложняющих факторов особую актуальность приобретает необходимость анализа по некоторым месторождениям Северного Прикаспия и проведения различного рода мероприятии по предупреждению и устранению их последствий.

Для предупреждения гидратообразования, а также влажной коррозии на КНГКМ применимы несколько способов осушки газа, основными из которых являются низко­температурная сепарация (НТС) с использованием естественного и искусственного холода, абсорбция (осушка жидкими поглотителями), адсорбция (осушка твердыми поглотителями) и комбинированный способ (например, сочетание абсорбции с охлаждением). Для линии высокого давления (ВД) возможно охлаждение газа дросселироваем самого газа (эффект Джоуля-Томпсона). При снижении давления ниже 11.5 МПа для достижения необходимого снижения температуры необходимо сочетание охлаждения дросселированием газа и охлаждение внешними холодильниками. Во всех случаях при осушке газа охлаждением одновременно происходит частичное извлечение из газа тяжелых углеводородов.

Абсорбционный метод осушки газа основан на способности некоторых жидких веществ поглощать влагу. Жидкий абсорбент должен удовлетворять ряду требований, основными из которых является высокая влагоемкость, нетоксичность, достаточная стабильность, отсутствие корродирующих свойств, низкая растворяющая способность по отношению к газу и жидким углеводородам и слабая растворимость в них, простота регенерации. В наибольшей степени этим требованиям отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).

Для извлечения из газа водяных паров твердыми поглотителями (адсорбентами) возможно применение активированной окиси алюминия, боксита, флорита, силикагеля, молекулярных сит и др. Содержание в Карачаганакском газе высокомолекулярных углеводородов, сероводорода, твердых и жидких взвешенных частиц снижает поглотительную способность адсорбентов, поэтому газ до поступления на осушку должен быть очищен от указанных примесей.

В любом случае для выбора того или иного способа необходимо определить условия и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта, подготовки и использования газа. Выбор определяется технологическими возможностями, а также результатами всестороннего технико-экономического анализа.

Состав газа определяет условия образования гидратов – чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре.

Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой большей частью смесь предельных углеводородов.

В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент – метан, содержание которого достигает 98 – 99%. Наряду с метаном в природные газы входят и более тяжелые углеводороды, содержание которых в чисто газовых незначительно; эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан – бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.

Влагосодержание газов. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ – вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозировании места образования и интенсивности накопления газогидратов в различных частях технологической системы добычи и транспорта газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.

Гидратообразование — это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.

Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т. д.) и несколько молекул воды.

При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.

В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют следующие методы:

·  общий или частичный подогрев газа;

·  локальный подогрев корпуса регуляторов;

·  ввод метанола в газопровод.

Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки.

Правильный прогноз места образования гидратов обеспечивается выбором наиболее эффективного способа предупреждения накопления гидратов.

Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.

Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения

При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту.

Место образования гидратов в действующей системе обустройства при известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур.

При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой технологии сбора, обработки и транспорта газа. Изменением диаметра технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно изменять место образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.

При наличии конденсата углеводородов в потоке газа обычно применяют различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата. Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях, а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.

Выводы.

Анализ термобарических условий в скважине, системе сбора и подготовки продукции скважин, транспорта газа и конденсата и данные расчетов равновесных параметров гидратообразования, проведенных различными организациями, показывает, что условия для образования гидратов создаются

в стволе экcплуатационных скважин:

-  в работающих скважинах обычно в клапане-отсекателе (например: в скв 700,13.01.09.);

-  в пусковой период (например: в процессе очистки скважины 5 после СКО в НКТ и ФА происходило образование гидратопарафиновых отложений);

-  при дебитах газа ниже 150-200 тыс м /сут (в зависимости от КГФ) и нефти ниже 200-250 м /сут, когда температура в стволе скважин может понизиться ниже равновесной температуры гидратообразования;

-  при длительной остановке скважин (например: скважинах 152, (09.90г), 163 (02.11)

в системе сбора и транспорта:

-  в шлейфах малодебитных и простаивающих скважин (при комплексном исследовании интервала 4154-4343 на установке «Порта-Тест» скважины 2 в 1981г, при давлении в сепараторе 60 кгс/см2 и температуре 12-15°С отмечались нарушения технологического процесса из-за отложения парафинов и образования гидратов в технологическом оборудовании и шлейфовом газопроводе. При температуре шлейфового газопровода +7 - +13°С
образовывались гидраты. Результаты исследований позволяют предположить возможность осложнений, связанных с комбинированным воздействием отложения парафинов и гидратообразованием;

-  в конденсатопроводах нестабильного конденсата при объемах транспорта менее 5100 т/сут.

-  в газопроводах, особенно в пусковой период и зимне-весеннее время.

на УКПГ-3:

-  в дроссельных устройствах входных манифольдов;

-  в трубках теплообменников Е-09 на входе технологических ниток;

-  в трубках теплообменников "газ-газ" Е-01А/В/С;

-  в трубках теплообменников Е-05А/В/С;

-  в трубопроводах газа мгновенного испарения.

на УКПГ-2 и КПК:

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4