Методы предупреждения образования гидратов и способы их разрушения

Российский  Государственный Университет нефти  и газа имени И.М. Губкина 
 
 
 
 

Реферат на тему:

«МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ И СПОСОБЫ ИХ РАЗРУШЕНИЯ» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Москва 2012

 

МЕТОДЫ  ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ  ГИДРАТОВ И СПОСОБЫ  ИХ РАЗРУШЕНИЯ

Техногенные газовые  гидраты могут образовываться в  системах добычи

газа: в призабойной зоне, в стволах скважин, в шлейфах и внутрипромысловых

коллекторах, в  системах промысловой и заводской  подготовки газа, а также в

магистральных газотранспортных системах. В технологических процессах

добычи, подготовки и транспорта газа твердые газовые  гидраты вызывают

серьезные проблемы, связанные с нарушением протекания этих процессов.

К газопромысловым  системам, в которых возможно образование

техногенных газовых  гидратов, относятся:

- призабойная зона скважин, ствол скважины;

- шлейфы и  коллекторы;

- установки подготовки  газа;

- головные участки  магистральных газопроводов;

- газораспределительные  станции;

- внутрипромысловые и магистральные продуктопроводы;

- установки заводской  обработки и переработки газа.

   Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньше затрат, чем ликвидация результатов возникшего осложнения. Это целиком относится и к гидратообразованию.

   В настоящее время разработаны и применяются химические и тепловые способы предупреждения гидратообразования.

   Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования.

   Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.

   Ингибиторы подразделяются на два класса – неорганические и органические. К неорганическим относятся электролиты, диссоциирующие в растворах на ионы и имеющие как положительный, так и отрицательный заряд. Взаимодействие ионов с водой имеет электростатический характер.

   Выбор неорганического ингибитора основан на его способности хорошо растворяться в воде и сильно диссоциировать на ионы.

   Наиболее активные ингибиторы – соединения бора, бериллия и алюминия. Рекомендуются в этом же качестве нитраты, хорошо растворимые в воде, а также хлориды этих же элементов.

   Из последних вследствие доступности, низкой стоимости и высокой активности получил широкое применение СаС12. Хлористый кальций применяется в виде раствора 30-35 % концентрации плотностью 1286-1336 кг/м³, температурой замерзания минус 55 – 20 °С, температурой кипения 110-114 °С. Недостатком СаС12 является его способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно-активным. Поэтому при длительном хранении следует исключить его контакт с воздухом и применять антикоррозионные присадки.

   Метанол — метиловый спирт (СН3ОН) — бесцветная жидкость с характерным запахом этилового спирта. Смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым спиртом, ацетоном, бензолом. Является сильным ядом, действующим на нервную и сосудистую системы. Молекулярная масса 32,4, плотность при 25 °С 796 кг/м³, температура кипения 64,7 °С, при концентрациях 20 и 30 % температура замерзания соответственно 18,5 и 31,5 °С.

   Тепловые методы основаны на повышении температуры в стволе скважины (в месте начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.

   Известны несколько способов решения этой проблемы. Например, для газовых скважин можно установлением количества отбора газа добиться такого режима, когда температура на устье станет несколько выше его температуры в области призабойной зоны. Увеличение дебита до определенного предела ведет к сокращению времени пребывания газа в стволе скважины и уменьшению его теплоотдачи. Однако таким условиям удовлетворяет определенный режим, так как дальнейшее увеличение дебита ведет к снижению температуры за счет дроссель-эффекта.

   Можно создать необходимую температуру за счет экзотермической реакции путем смешивания пятихлористого фосфора PCI5 с водой:

2РС1₅ + 8Н₂О -» 2Н₃РО₄ + ЮНС1 + 514 Дж.

   Однако поддерживать постоянно необходимую температуру по данной технологии сложно: здесь речь может идти о периодическом воздействии.

   Существуют также технологии, предусматривающие периодическую прокачку теплоносителя через скважину агрегатами депарафинизации.

   На практике тепловые методы получили применение для борьбы с гидратообразованием в газопроводах путем подогрева газа устьевыми подогревателями и использования теплоизолированных труб.

   Одной из профилактических мер предупреждения гидратообразования является использование ингибиторов -сорбитов влаги, гликолей.

   Разработаны различные технологии, направленные на устранение пробок, уже образовавшихся и приведших к снижению дебита скважин или полному прекращению их работы.

   Все технологии можно разделить на следующие группы:

-механические,

-тепловые,

-химические.

   Механические способы предполагают разрушение рыхлых или плавающих пробок, образующихся в насосно-компрессорных трубах, специальными штангами. Воздействуя на пробку ударами штанги, опускаемой на канате, пробку можно разрушить или протолкнуть на забой в зону повышенной температуры. Для повышения эффекта штангу иногда оснащают скребками.

Рис. 8.8. Схема оборудования скважины при разрушении гидратной пробки закачкой теплоносителя:

1– вертлюг;

2 – ППУ;

3- превентор;

4 -арматура фонтанная;

5 -колонная головка; 

6 -промывочные трубы;

7 —промывочная  головка; 

8- пробка гидратная;

9 -НКТ;

10 – обсадная колонна;

11 – пакер

   Тепловые методы включают воздействие на пробку различными теплоносителями –  
водой, паром, горячей нефтью. В качестве теплогенераторов используют наземные  
агрегаты – паропередвижные и депарафинизационные установки, а также скважинные источники тепла –электронагреватели различной конструкции.

   Для прогрева гидратной пробки теплоносителем необходимо образовать два канала: один для подачи теплоносителя до гидратной пробки и второй для подъема раствора теплоносителя и компонентов пробки. Операция может проводиться по схеме, приведенной на рис. 8.8. По мере разрушения пробки промывочные трубы опускаются подъемником через специальный превентор. В качестве промывочных могут использоваться трубы малого диаметра или трубчатые штанги. В настоящее время вместо труб используют специальные шланги высокого давления.

   Опыт применения различных технологий для разрушения гидратных пробок показал, что наиболее приемлемым и безопасным методом является использование малогабаритного электронагревателя, разработанного специалистами УГНТУ, НГДУ "Правдинскнефть" и "Федоровскнефть" [54].

   Отличительными особенностями нагревателя являются: небольшой диаметральный габарит (до 44 мм), позволяющий его опускать в НКТ диаметром 62 мм; достаточно высокая мощность до 10 кВт; высокая температура нагрева до 130 °С; получение высокой температуры в области контакта нагревателя с пробкой.

   Устройство нагревателя приведено на рис. 8.9. Однофазный электронагреватель состоит из двух основных частей: разделки кабеля с верхним штекерным соединением и собственного нагревателя с нижним штекерным соединением. Электронагреватель (см. рис. 8.9) включает корпус 14, который в верхней части соединяется разъединителем 8, а нижний -заканчивается головкой – концентратором тепла. Основным нагревательным элементом является спираль 12 из нихрома или фехрали. В опытных образцах нагревателя в качестве спирали был использован [54] нихром диаметром 2,5 мм и длиной 14 м. Один конец спирали приваривается к нижнему штекеру 5, а другой – к головке нагревателя. В нижней части нагревателя имеется специальный стержень 15, изготовленный из материала, обладающего хорошей теплопроводностью и служащего концентратором тепла на рабочей головке 16. Благодаря наличию стержня 15 достигается интенсивная передача тепла от спирали к головке 16, являющейся рабочей поверхностью электронагревателя.

   Токопроводящие части нагревателя от корпуса и других элементов надежно защищены фарфоровыми изоляторами и резиновыми кольцами 3, 4, 6, 7, 9~11 и

   Надежная герметичность электронагревателя обеспечивается резиновыми уплотнителями 4 и 9, которые с помощью гаек / и 2 плотно прижимаются к нижнему штекеру.   

Рис. 8.9. Малогабаритный электронагреватель

Результаты испытания  нагревателя в скважинах НГДУ "Правдинскнефть" и "Фе-доровскнефть" б. "Главтюменнефтегаз" показали достаточную надежность и высокую эффективность устройства при разрушении гидратопарафиновых пробок в газлифтных и фонтанных подъемниках.

   Общая компоновка электронагревателя состоит из самого нагревателя, узла разделки кабеля и специального устьевого лубрикатора, обеспечивающих производство подземных ремонтов по разрушению гидратных пробок при высоких давлениях, достигающих до 30 МПа, без глушения скважины. При работе в скважине электронагревателей в сложных гидродинамических условиях и при высокой температуре необходимо обеспечить  
надежное соединение кабеля с нагревателем. Под действием собственного веса электронагревателя массой примерно 12 кг и энергии движущегося потока  
газожидкостной смеси узел соединения кабеля с электронагревателем испытывает  
значительные напряжения на разрыв. Это может привести к обрыву прибора, падению  
его в НКТ и необходимости ведения аварийных работ по глушению скважины.  
Кроме того, узел соединения нагревателя должен обеспечить надежность и  
герметичность внутренней полости спускаемого аппарата при рабочем давлении до 30 МПа.