Методи попередження та ліквідації гідратів на родовищі - Студопедія
Боротьба з гідратами, як і з будь-якими ускладненнями, ведеться у напрямах їх запобігання та ліквідації. Слід завжди віддавати перевагу методам попередження гідратоутворення.
Це порушує нормальну роботу газопромислового обладнання, особливо за низьких температур навколишнього середовища.
Боротьба з гідратами ведеться у двох напрямках:
а) попередження утворення гідратів;
б) ліквідація гідратів, що утворилися.
Для запобігання утворенню гідратів у свердловинах застосовують такі методи:
а) встановлюють відповідний технологічний режим експлуатації свердловини;
б) безперервно або періодично подають на забій свердловини антигідратні інгібітори;
в) застосовують футеровані насосно-компресорні (підйомні) труби;
г) систематично видаляють з вибою рідину, що накопичується;
д) усувають причини, що викликають пульсацію газу в свердловині.
Стовбур свердловини очищають від гідратних відкладень:
а) продуванням в атмосферу з необхідною попередньою витримкою свердловини в закритому стані з метою часткового розкладання гідратів під впливом тепла навколишніх порід;
б) закачуванням великого обсягу антигідратного інгібітора безпосередньо на гідратну пробку з витримкою для розкладання гідратної пробки та з подальшим продуванням в атмосферу.
Попереджають утворення гідратів у фонтанній арматурі та в обв'язці свердловин, а також на різних ділянках, у вузлах та ланках системи збирання та транспортування газу (залежно від конкретних умов) наступними методами, що застосовуються як самостійно, так і комплексно:
а) обігрівом окремих вузлів та ділянок;
б) введенням в потік газу антигідратнихінгібіторів (метанолу, розчину хлористого кальцію, діетиленгліколю та ін);
в) усуненням різких перепадів тиску, що викликають рух температури газу, що веде до конденсації пароподібної вологи та утворення гідрату;
г) систематичним видаленням рідини, що накопичується в знижених місцях системи збору та внутрішньопромислового транспортування газу, за допомогою конденсатозбірників або дренажних патрубків;
д) регулярною продуванням газопроводів від окалини, бруду тощо, у місцях скупчення яких утворюються кристали гідратів.
Розглянемо деякі способи запобігання утворенню гідратів та льоду.
Введення метанолу в газовий потік.
Якщо безгідратний режим неможливо забезпечити, особливо при розміщенні свердловини в зоні вічної мерзлоти, то утворення гідратів можна попередити застосуванням інгібіторів гідратоутворення (рисунок 8). Інгібітор гідратоутворення знижує температуру гідратоутворення.
Основні інгібітори, що застосовуються в газовій промисловості, - метиловий спирт СН3ОН (метанол), хлористий кальцій, гліколі (етиленгліколь, ді- та триетиленгліколь).
Потрібна кількість нелетючого інгібітора гідратоутворення
і летючого інгібітора, що випаровується, наприклад метанолу
Рисунок 8 - Зниження температури (?t) гідратоутворення різними інгібіторами в залежності від їх концентрації (К):
- хлористий кальцій; 2 - метанол: 3 - триетиленгліколь та етилкарбітол, 4 - діетиленгліколь
Метанол застосовують як профілактичний засіб для запобігання утворенню гідратів. Цей спосіб набув найбільшого поширення на газових промислах. У газовий потік вводять метанол, т. е. метиловий спирт (СН3ОН), що є низьким вмістом точки замерзання.
Метанол разом із парами води, що насичує газ, утворює спиртоводні розчини, температура замерзання яких значно нижча від нуля. Так як кількість водяної пари, що міститься в газі, при цьому зменшується, точка роси знижується і, отже, небезпека випадання гідратів стає значно меншою. Однак слід враховувати, що метанол розчиняється у воді. Якщо в газопроводі є вода, метанол розчиняється в ній цілком і стає менш ефективним.
Застосування метанолу для ліквідації та попередження утворення гідратів має низку істотних недоліків:
) метанол - сильна отрута, що викликає забруднення навколишнього середовища та отруєння не тільки при попаданні всередину організму, але і при вдиханні його пар;
) у робочий бачок цей агент закачується ручним насосом, потім оператор витрачає багато часу;
) застосування метанолу пов'язане з подорожчанням собівартості газу.
В даний час споживання метанолу в газовій промисловості України досягло 655 тис.т на рік, а за прогнозами до 2030 р. обсяг споживання метанолу становитиме 1 млн.т. Тому ведеться робота з розробки сучасних методів боротьби з гідратоутворенням, спрямована на зниження кількості застосовуваного метанолу.
Метанол або інший інгібітор вводять у газопровід краплями за допомогою регулювального вентиля з високого тиску бачка, який розташований над газопроводом. Тиск газу в бачку над метанолом і в газопроводі створюється однаковим за допомогою трубки, що повідомляє.
В умовах родовища Вузлове для накачування метанолу застосовують метанолопровід, насоси, ємності для зберігання метанолу. Метанолопровід із вузла протягнутий на гирлі свердловин та на головний майданчик вхідних ниток. Ще закачування може бути здійснене безпосередньо з промивного агрегатуу свердловину.
Для зберігання метанолу передбачається чотири горизонтальні надземні резервуари Р-1 об'ємом до 25 м3 кожен. Загальний обсяг метанолу, що зберігається на УКПГ складе 100 м3, або у перерахунку на масу та коефіцієнт наповнення резервуарів -72 т. т.к. нормами не визначається обсяг зберігання на УКПГ реагентів при трубопровідному транспорті, то в розрахунок прийнято мінімальний термін 20 днів, як при відвантаженні в залізничних цистернах.
Для аварійного зливу метанолу із резервуарів Р-1 передбачається підземний резервуар Р-2 об'ємом 12,5 м3 із вбудованим насосом. Повернення метанолу - резервуари Р-1.[11]
Цей спосіб застосовують для запобігання утворенню гідратів, а також для їх ліквідації.
Підігрівати газ можна вогневим способом та шляхом теплообміну з гарячою водою, парою або димовими газами. Вогневий підігрів нераціональний, оскільки призводить до псування ізоляції трубопроводів, арматури та апаратури та небезпечний у пожежному відношенні. Тому у такий спосіб користуються рідко, а підігрівають газ гарячою водою або парою в теплообмінниках різної конструкції.
Пересувні парогенераторні установки та парові котельні загального призначення призначені для обробки привибійної зони свердловин парою або гарячою водою, а також для підігріву трубопроводів та іншого нафтогазопромислового обладнання.
Промислова парова пересувна установка ППУА-1600/100 змонтована на монтажній рамі, встановленій на шасі автомобіля КрАЗ-250 або КрАЗ-260 (рис. 9).
Установка включає парогенератор, цистерну для води, поживний і паливний насоси, вентилятор високого тиску, кузов, привід, укриття для цистерни, ємність для палива, прилади КВП і А, магістральні трубопроводи. Парогенератор служить вертикальний прямоточний змійниковий котел. Зкабіни автомобіля здійснюється керування робочим процесом та контроль за роботою установки.
Малюнок 9 - Промислова парова пересувна установка ППУА-1600/100:
- цистерна для води; 2 - укриття для цистерни; 3 – ємність для палива; 4 – кузов; 5 – парогенератор; 6 – поживний насос; 7 – вентилятор високого тиску; 8 – паливний насос; 9 - прилади КВП та А; 10 - привід установки; 11 – магістральні трубопроводи; 12 – монтажна рама.
Основні технічні параметри наведено у таблиці.
Таблиця 4. ? Технічна характеристика ППУА-1600/100
ПоказникиЗначенняПродуктивність по парі, м3/с1,6Тиск пари, МПа10Температура пари, 0С310Місткість цистерни для води, м35,2Габаритні розміри установки, мм: на базі КрАЗ-250 на базі КрАЗ-260 9524422 сса установки, т.: на базі КрАЗ-250 на базі КрАЗ-260 21,0 21,7
З переходом на гліколеву осушування на шлейфах свердловин було встановлено колійні підігрівачі. Температура газу в шлейфах при цьому буде безумовно вищою за температуру початку гідратоутворень. Однак після редукування на блоках майданчика вхідних ниток в силу відмінності гирлових тисків температура газу по ряду свердловин буде нижчою за температуру гідратоутворень. Для цього випадку схемою передбачено подання метанолу безпосередньо на блоках вхідних ниток.
Різке зниження тиску.
Коли гідратна пробка вже утворилася, різке зниження тиску в системі призводить до розкладання гідратів, які потім виносяться з газопроводів і апаратури продуванням їх через відведення в атмосферу. Цей спосіб - аварійний, оскільки пов'язані з порушенням встановленого режиму експлуатації свердловини.
Свердловини обладнані продувною лінією та свічкою для здійснення наступних операцій:
1.продування шлейфу при ремонтних роботах або розгідрачуванні;
2.продування трубного або затрубного простору при витісненні задавальної рідини після ремонту;
. відпрацювання свердловини після освоєння;
.відведення задавальної рідини в приймальну ємність при освоєнні;
.Дослідження свердловини за допомогою прувера.
На гирлі продувна лінія має дві засувки - робочу та контрольну. Кінець свічки продувки оснащений фланцевим з'єднанням для монтажу при дослідженні прувера.
Відповідно до практики облаштування газових північного Сахаліну продувна свічка виконується горизонтально і виводиться з ухилом в захищений від вітрів котлован. Таке рішення дозволяє уникнути скупчення і замерзання в лінії продувки рідини і найголовніше запобігання поширенню по околиці метанольної води, гідратів і конденсату при здійсненні операцій описаних вище. Всі ці продукти випалюються у земляному котловані. Розміри котловану в плані 4'14 м, глибина 1,5 м. Розпалювання здійснюється клоччям, що загоряється в котлован з безпечної відстані, або ракетницею.
Для осушення газу використовуються такі методи:
Технологічна схема абсорбційного осушення газу за допомогою діетиленгліколю (ДЕГ), наведена на малюнку 10.
Малюнок 10 - Принципова схема осушення газу методом абсорбції:
- абсорбер; 2, 10, 11 – насоси; 3, 9 – ємності; 4, 6 – теплообмінники; 5 – вивітрювач; 7 – десорбер; 8 – конденсатор – холодильник; 12 - холодильник
Газ, що вимагає осушки, надходить в абсорбер 1. У нижній скруберній секції він очищається від зважених крапель рідини і піднімається вгору, проходячи через систему тарілок. Назустріч газу тарілками стікає концентрований розчин ДЕГ, закачуваний в абсорбер насосом 2 зємності 3. Розчин ДЕГ поглинає пари води. Далі газ проходить через верхню скруберну секцію, де звільняється від захоплених крапель розчину і виходить із апарату.
Технологічна схема осушки газу методом адсорбції наведена малюнку 11. Вологий газ надходить в адсорбер 1, де він проходить знизу вгору через шар адсорбенту - твердої речовини, що поглинає пари води і далі виводиться з апарату. Процес осушення газу здійснюється протягом певного (12.16 год) часу. Після цього вологий газ пускають через адсорбер 2 а адсорбер 1 відключають і виводять на регенерацію. Для цього через регулятор тиску 3 типу «після себе» з газової мережі відбирається сухий газ, і повітродувкою 6 подається в підігрівач 7 де газ нагрівається до температури 180. 200 "С. Далі він подається в адсорбер 1 де відбирає вологу від адсорбенту, після чого надходить у холодильник 4. Сконденсована вода збирається в ємності 5, а газ використовується для осушення повторно і т. д. Процес регенерації адсорбенту триває 6. 7 год. Після цього протягом близько 8 год адсорбер остигає.
Малюнок 11 - Принципова схема осушення газу методом адсорбції:
, 2? адсорбери; 3 - регулятор тиску типу "після себе"; 4 – холодильник; 5? ємність; 6 – газодувка; 7 – підігрівач газу.
Осушування газу адсорбентами проводять, як правило, у випадках, коли необхідно досягти точку роси менше - 30 "С. Як адсорбенти використовують боксити, хлористий кальцій у твердому вигляді, цеоліти, силікагель та інші. [8]
Повернутися на головну сторінку. або ЗАМОВИТИ РОБОТУ
Вимкніть adBlock! і оновіть сторінку (F5)дуже потрібно