Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
Для предотвращения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в
качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, сульфанол,
дисолван 4411. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05 -0,25% от
объема раствора соляной кислоты. Так, коррозионное действие раствора
10% соляной кислоты после добавки уникола снижается:
при дозировке 0,05% - в 15 раз;
при дозировке 0,5% - в 42 раза.
В скважину нагнетается 0,5 - 4,0 м3 кислоты на 1 метр фильтра с помощью специальных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН- 500, смонтированных на автомашине КрАз - 219. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6-8 часов. При кислотной обработке
скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты и температуре и
обратно пропорциональна давлению.
Количество и концентрацию кислоты для обработки скважины выбирают, исходя из пластовых условий. Скважины с высоким пластовым
давлением обрабатывают 12-15% кислотой, с небольшим давлением 8-12% концентрацией.
Технология кислотных обработок включает следующие операции:
интенсивную промывку забоя и фильтра продавочной жидкостью
с целью их очистки;
кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки и
очистки устья трещин;
промывку забоя и фильтра после выдержки кислоты на реакции;
закачку и продавку в пласт всего запроектированного объема
кислоты;
освоение и ввод скважины в эксплуатацию.
Результаты обработки проверяют по данным исследования скважины
на установившихся режимах фильтрации до и после обработки, а также по
суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время
после обработки ее кислотой.
Механические методы воздействия.
Методы механического воздействия - торпедирование, ГРП, ГПП обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами,
имеющими слабую проницаемость, малую пористость, но высокие пластовые давления. Наиболее распространенным является гидравлический разрыв
пласта. ГРП предполагает создание на забое скважины давления, которое в
1,5 - 2 раза превышает гидростатическое. ГРП приводит к раскрытию имеющихся в пласте трещин или образованию новых при помощи закачки в скважину жидкости разрыва под высоким давлением и к удержанию их в раскрытом состоянии за счет закачки в образовавшиеся трещины жидкости с песком.
ГРП проводят при помощи агрегатов 2АН-500, 4АН-700, развивающих давление соответственно до 50 и 70 МПа. В промытую скважину спускают НКТ
диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над
61
пластом устанавливают разобщитель-пакер. Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкости. Момент разрыва пласта фиксируется по значительному увеличению
приемистости скважины или резкому снижению давлению нагнетания.
После разрыва в пласт нагнетают жидкость с проппантом, следом за которой в скважину закачивают продавочную жидкость. В дальнейшем скважину
промывают, очищают от проппанта, осваивают. Эффективность определяется
проведением исследований скважины на приток до и после обработки.
Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является высокоэффективным
средством сообщения ствола скважины с продуктивным пластом и интенсификации обработки призабойной зоны. Разрушение преград (обсадной колонны,
цементного камня и горной породы) по этому методу осуществляется за счет
использования абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных
песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью (150-180 м/с)
из насадок специального глубинного устройства - пескоструйного перфоратора. В качестве перфоратора используют перфораторы типа АП-6, АП-35-Y
и др., обеспечивающие создание точечных или щелевых каналов.
Устье скважины при гидропескоструйной перфорации оборудуют
стандартной фонтанной арматурой или специальной головкой, применяемой
при ГРП. Для прокачки смеси жидкости и проппанта используют насосные
агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты. Готовят
песчано-жидкостную смесь в пескосмесительных агрегатах ГПА, ЗПА и др.
Эффект от проведения гидропескоструйной перфорации по отдельным
скважинам сохраняется от нескольких месяцев до многих лет.
16. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ
Сбор и транспорт газа на месторождениях
На каждом газовом месторождении имеется определенное количество
эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предназначенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по разделению
газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, то есть газ
но собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс
работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.
Система включает в себя межпромысловые и внутрипромысловые газопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); пункты промыслового сбора и
подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ - установки комплексной
подготовки
При разработке газовых месторождений с незначительным содержанием конденсата в пластовом газе применяют 4 схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, кольцевую, лучевую, групповую. Названные схемы сбора газа обусловлены формой площади месторождения, числом и
размещением эксплуатационных скважин, числом объектов эксплуатации,
газа.
нуж-
62
составом газа, методами промысловой обработки газа (рис. 16.1, 16.2, 16.3).
Линейная схема применяется при вытянутой площади месторождения. Лучевая схема применяется при раздельной эксплуатации самостоятельных
объектов с различными пластовыми давлениями и разным составом пластового газа. Кольцевая схема применяется на больших по размерам площадях
газоносности и с большим числом скважин.
Рис.16.1 – Линейная схема
Рис.16.2 – Лучевая схема
Рис.16.3 – Кольцевая схема
Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:
промысловое оборудование расположено на значительной терри-
тории месторождения;
требуется большое число квалифицированного персонала для обслу-
живания промысловых сооружений;
63
значительная длина промысловых дорог, металлоемкость комму-
никаций водоснабжения, теплоснабжения, доставки реагентов;
сложность внедрения автоматизации производства.
В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широкое
распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата (рис. 16.4).
При такой схеме газ от группы скважин (6-12-24 и более) без дросселирования на
устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где
осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических примесей,
предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.
Рис.16.4 – Групповая схема
Каждая УКПГ подключается к промысловому газосборному коллектору, по которому подготовленный газ попадает в магистральный газопровод.
Количество УКПГ на месторождении зависит от размера газоносной площади
и ее формы, от дебитов, давлений и температур газа на устьях скважин.
При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе
управление работой скважин, производится централизованно. Следовательно, она более экономична, менее металлоемкая. Требуется меньше затрат
на водопроводы, котельные установки, линии электропередач, снижается
численность обслуживающего персонала.
Для расчета пропускной способности промысловых газосборных
коллекторов (шлейфов от скважин до УКПГ) используют формулу:
, (16.1)
103,15
с
где - относительная плотность газа;
L - длина газосборного коллектора;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления;
D - внутренний диаметр газосборного коллектора;
Е - поправочный коэффициент.
64
Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен
102, 125, 150 мм. При движении газа с куста скважин до установки (УКПГ)
диаметр выкидной линии равен 200, 325, 423 мм. Внутренний диаметр
газосборного промыслового коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.
Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный
дебит скважины. Потери давления не должны быть больше 0,05-0,1 МПа
на 1 км длины шлейфа.
Давление в любой точке линейного участка газопровода может быть
определено по формуле:
, (16.2)
где X - расстояние от начала газопровода;
L – длина газопровода;
P1, Р2 - давление в начале и конце газопровода.
Поддается расчету и температура в любой точке газопровода. В зависимости от расхода газа, перепада давления, теплофизических свойств грунта,
самого газа температура газа в любой точке определяется по уравнению:
гн
г
1
, (16.3)
где tн - температура газа в начале газопровода, °С;
tг - температура грунта на глубине заложения грубы, °С.
Д
,
k - теплопередача, ккал/м.ч.град;
Дi - коэффициент Джоуля-Томсона, °С/кгс/см2;
Сp - теплоемкость газа при P=const, ккал/кг.град;
Q - массовый расход газа кг/час.
Пример
Рассчитать температуру газа в точке газопровода по имеющимся
данным:
Температура газа в начале газопровода tн, °С 25
Температура грунта на глубине заложения трубы tг, °С 5
Теплопроводность газа k, ккал/(м*ч*°С) 0,00083
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, °С/атм 0,3
Теплоемкость газа при Р=const Cp, ккал/кг*°С) 0,99
Массовый расход газа, кг/ч 7000
Давление в
Давление в конце газопровода Р
начале газопровода Р1, атм 100
, атм 98
2
Расстояние от начала газопровода х, м 200
65
3.14∗0.00083∗0.3
7000∗0.99
1.13∗10
5255∗
.∗∗
0.310098
1.13∗10∗200
1
.∗∗
24.4
Выбор способа подготовки газа к дальнему транспорту
Природные газы, добываемые на месторождениях России, транспортируются на большие расстояния до потребителей по магистральным газопроводам, пересекающим различные природно-климатические зоны. В связи с
этим особое значение приобретают вопросы качественной подготовки добываемого углеводородного сырья к транспортировке. Природные газы должны
отвечать требованиям, определяющим их транспортную кондиционность.
Эти требования установлены отраслевым стандартомОСТ 51.40- 83.
1. Точка росы по воде и тяжелым углеводородам при давлении
55 кгс/см2 должна быть:
зимой (1.10 - 30.04) - 20 °С;
летом (1.05 - 30.09) - 10 °С.
2. Содержание механических примесей в 1000 м3 газа должно быть
не более 1,0 гр.
3. Содержание сероводорода в 1000 м3 газа должно быть не более
2,0 гр.
4. Содержание кислорода по весу газа должно быть
не более 1,0 %.
Кроме газа продукцией газоконденсатного месторождения является
сырой конденсат. Под сырым конденсатом подразумевают углеводороды в
жидком состоянии С
с растворенными в них газообразными компонен-
5+выс
тами (СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10) при Р=0,1 МПа и t = 20 °С. Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов С
. Из конденсата по-
5+выс
лучают бензин, дизельное топливо, растворители. Поэтому он подлежит
отделению при подготовке газа как ценнейшее сырье.
В зависимости от состава и объема добываемой продукции, термодинамических условий поступления ее на установки подготовки газа, требований потребителя к качеству газа и конденсата на месторождениях
применяют, в основном, три способа обработки газа:
низкотемпературную сепарацию (НТС);
абсорбцию (жидкостная осушка),
адсорбцию (осушка твердым сорбентом).
Могут осуществляться также комбинированные способы разделения газов путем сочетания сорбционных методов с предварительным охлаждением
газа и сорбента.
При подготовке газа к дальнему транспорту применяются несколько
разновидностей технологических установок, основными из которых являются:
установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде,
получаемом за счет редуцирования газа высокого давления и предварительного
охлаждения газа в теплообменниках;
66
установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде,
получаемом в специальных холодильных машинах;
установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;
установки адсорбционной осушки газа твердым сорбентом;
установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые
для максимального извлечения конденсата (сайклинг-процесс).
На чисто газовых месторождениях применяются абсорбционные и
адсорбционные установки. Они дают точку росы до минус 25° С и ниже.
На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата 100 г/м3
применяются НТС с собственным холодом. На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата более 100 г/м3 применяют НТА низкотемпературную абсорбцию. Сорбентом используют углеводородные
жидкости. Окончательный выбор способа подготовки газа осуществляется
на основании технико-экономических расчетов.
17. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВОГО
И ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛОВ
Назначение технологического оборудования
На современном газовом промысле устанавливаются сложное и дорогостоящее оборудование, машины и приборы, назначение которых - подготовка
кондиционного газа и конденсата, отделение и сбор попутного сырья (серы,
гелия, ртути). Все установленное на промысле поверхностное оборудование
должно удовлетворять следующим основным требованиям: бесперебойно вырабатывать и подавать потребителям газ, конденсат и все полезные компоненты в течение всего срока разработки месторождения; наиболее полно использовать пластовое давление для добычи сырья, его обработки и переработки;
получения холода или электроэнергии для транспортирования сырья потребителям; обеспечения наилучших технико-экономических показателей
по системе газоснабжения в целом.
К поверхностному промысловому оборудованию относятся:
каплеотбойники для улавливания жидкой и твердой фаз из газового
потока, поступающего из скважин,
сепараторы для изменения термодинамической характеристики
газа с целью выделения воды, конденсата и улавливания их;
теплообменники для предварительного охлаждения потока газа с
целью повышения эффективности работы оборудования;
конденсаторы, испарители для конденсации паров, для стабилизации
жидкостей;
насосы, компрессоры, детандеры - машинное оборудование для пе-
рекачки жидкостей, подъема давлений, для выработки холода соответственно;
абсорберы - основной элемент оборудования при извлечении
жидких углеводородов и воды из газа жидкими поглотителями (гликолями);
адсорберы - основной элемент оборудования при извлечении
жидких углеводородов и воды из газа твердыми поглотителями;
67
регуляторы давлений, температуры, уровней жидкости, маномет-
ры, термометры, влагомеры - приборы, регулирующие и контролирующие
технологический процесс подготовки газа и конденсата.
Перечисленные выше элементы оборудования входят в установки
низкотемпературной сепарации газа (НТС), искусственного холода (ИХ),
стабилизации конденсата (СК), регенерации диэтиленгликоля (РДЭГ),
промысловой канализации, защиты окружающей среды или в состав оборудования заводов для абсорбционной (с жидким сорбентом) или адсорбционной (с твердым сорбентом) переработки газоконденсатного сырья, в
промысловые дожимные, компрессорные станции (ДКС).
Промысловые газовые сепараторы
Природный газ, поступающий из скважин, представляет собой многокомпонентную двух-, а иногда и трехфазную систему, состоящую из смеси
газов, насыщенных парами воды и тяжелых углеводородов, которые при изменении давления и температуры конденсируются. Иногда вместе с газовым
потоком из пласта выносится жидкая вода, конденсат тяжелых углеводородов, твердые частицы породы и др. Перед подачей газа в газопроводы газ
проходит процесс сепарации. Сепарацией называется процесс разделения
(отделения, разъединения) твердой, жидкой и паровой фаз в газовом потоке.
Аппараты, в которых происходит отделение твердой или жидкой фазы
от газовой, называются сепараторами. Сепараторы по различным признакам
можно классифицировать:
по назначению - рабочие, замерные;
по геометрической форме - цилиндрические, шаровые;
по положению в пространстве - вертикальные, горизонтальные,
наклонные.
по способу разделения фаз - механические, жидкостные, электри-
ческие
Сепараторы с механическим способом разделения фаз подразделяются, но характеру сил, используемых для разделения, на гравитационные,
центробежные, инерционные, фильтрационные (с фильтроэлементами).
Наиболее распространенными в газодобывающей промышленности
рабочими сепараторами являются следующие:
вертикальные (горизонтальные) гравитационные;
вертикальные центробежные (рис. 26);
вертикальные (горизонтальные) жалюзийные.
При большом содержании жидкости широко применяют гравитационные (вертикальные, горизонтальные) сепараторы. Циклонные (каплеотделители) используют в качестве сепараторов первой ступени. Для более
полной очистки газа от жидкости применяют горизонтальные жалюзийнопленочные сепараторы с вертикально расположенными жалюзи. Гравитационные сепараторы имеют высокие показатели по степени отделения
жидкости и твердой фазы, но являются металлоемкими. Циклонные имеют невысокий коэффициент разделения, но небольшую металлоемкость.
68
Вертикальный гравитационный сепаратор (рис. 17.1) имеет 4 секции:
I - каплеотбойная; II – разделительная; III - осадительная; IV - отстойная; Па-
раметры сепаратора: рабочее давление 6,4-16 МПа; пропускная способность
500 - 1200 тыс.м3/сут.; коэффициент сепарации пc = 0,8-0,93; удельный расход
металла 5,3 - 16 кг/1000 м3; линейная скорость газовогопотока < 0,4 м/с.
Рис.17.1 – Схема вертикального гравитационного сепаратора
Диаметр вертикального центробежного сепаратора (рис. 17.2) в 10 раз
меньше диаметра гравитационного сепаратора. Линейная скорость газового
потока 11-20 м/с, коэффициент сепарации nc =0,75-0,8.
69
Рис.17.2 – Схема вертикального центробежного (циклонного) сепаратора
Коэффициентом сепарации (разделения, степень отделения) называется отношение массы уловленной в сепараторе твердой или жидкой фазы
к массе этой же фазы, поступившей в сепаратор:
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]