Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотложениями

Использование различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет 1)облегчить пуск к-топровода; 2) уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рныххар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны.

Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Несмотря на применение узла приготовления раствора и высокую стоимость присадок, они Наиболее выгодны и эффективны.

Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения становятся подвижными и могут выносится потоком сырья).

Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овыйк-т, ароматические углеводороды), но они малоэффективны при большом кол-ве отложений.

Хорошие результаты получены при использовании бутил-бензольной фракции (ББФ).

В промышл. усл-х используют также спирты керосин.

Одним из факторов, обуславливающих образование пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры, образование и накопление кристаллов пар-наприводит к агрегированию, и в результате образовавшиеся кристаллы откладываются на поверхности оборудования. По-видимому, это связано с появлением центров кристаллизации, образовавшихся в насыщенном растворе у/в-го сырья при снижении t-ры. Для предупреждения этого явления используются вещества, замедляющие пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).

Основным достоинством модификаторов является удержание пар-на в диспергированном состоянии на всем пути движения жидкости от забоя скв-ны до перерабатывающего завода.

 

9.)Система сбора и транспорта Г-овой продукции

Сбор газа, или, точнее, сбор продукции газовых и газоконденсатных скважин (т.е. сырого газа; выпавшего в стволе скважины и шлейфе неста­бильного конденсата, возможно, с примесями нефти; пластовой и конден­сационной воды; ингибиторов коррозии соле- и гидратоотложения, введённых в ствол скважины или в шлейф при необходимости) — это технологический процесс внутрипромысловой транспортировки, сырого газа от скважин или кустов скважин до установок подготовки его к дальнему транспорту. Тогда как под системой сбора газа в общем случае понимается разветвлённая сеть внут-рипромысловых трубопроводов, соединяющих скважины и кусты с установка­ми промысловой подготовки, а также устройства, обеспечивающие надёжное функционирование этой сети трубопроводов: системы распределения и ввода ингибиторов коррозии, солеотложения и гидратообразования; системы перио­дической очистки полостей трубопроводов от жидкой и твердой фаз; устьевые и путевые подогреватели; установки предварительной сепарации газа, распо­ложенные на скважинах и кустах; системы КИПа, включая измерение темпера­туры, давления, дебита скважин, температуры вдоль шлейфа и др.

Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на шлейфы и га­зосборные коллекторы, различающиеся диаметром труб. Газопроводы малого диаметра от одиночных скважин (внутренними диаметрами 102, 125,150 мм) или от кустов скважин (диаметрами 219, 279, 325, реже 426 и 500 мм) называют в газовой промышленности шлейфами, а аналогичные трубопроводы от нефтя­ных скважин называют выкидными линиями.

Газовые потоки с нескольких шлейфов могут объединяться в газосборный коллектор — трубопровод (диаметром 325, 426 и 500 мм), веду­щий к установкам промысловой обработки сырого газа.

Таким образом, шлейфы — это газопроводы, начинающиеся со скважин или кустов скважин и заканчивающиеся либо на входе в УКПГ в месте регули­рования давления и распределения газа (такая система называется "гребенкой" либо пунктом, зданием переключающей арматуры и т.п.), либо врезкой в газопровод.

следующие системы: индивидуальная, групповая, централизованная, деценрализованная (рисунок 1). Выбор той или иной системы обу­словлен рядом технологических и исторических факторов, и, по существу, в развитии и совершенствовании схем сбора газа наглядно отражается вся исто­рия отечественной газовой промышленности.

 

Рисунок 1 – Общая классификация систем сбора газа

 

В зависимости от конфигурации газосборных коллекторов можно выде­лить индивидуальные схемы сбора трех основных типов: линейные, лучевые и кольцевые (рисунок 2). Та или иная конфигурация газосборных коллекторов опре­деляется формой газоносной структуры и особенностями размещения скважин на месторождении, их числом, а также требованиями надежности системы. На­пример, линейный коллектор наиболее характерен для месторождений с вытя­нутой площадью газоносности, в то же время закольцованный коллектор в наи­большей степени отвечает требованиям надежности эксплуатации. Поскольку в настоящее время в России разрабатываются, главным образом, крупные место­рождения, то индивидуальная схема сбора практически не применяется.Исключения составляют случаи эксплуатации одиночных скважин на собствен­ные нужды в начальный период освоения месторождений в качестве примера можно привести Харасовэйское месторождение на п-ове Ямал, где много лет эксплуатируется ряд скважин на нужды поселка, тогда как реальное освоение этого месторождения будет осуществляться после 2005 года). В то же время за рубежом и сейчас имеются месторождения, где при каждой эксплуатационной газовой скважине предусматриваются полностью автоматизированные пе­редвижные установки осушки газа. Анализируя ситуацию с перспективами раз­вития газовой отрасли в центральных и южных районах России, следует под­черкнуть, что, по-видимому, уже в ближайшие годы при освоении множества малых месторождений вновь возникнет потребность как в индивидуальных системах сбора газа, так и в малогабаритных установках подготовки газа, но уже на качественно новом технологическом уровне.

В 60-е годы в отечественной газовой промышленности стали вводиться в разработку относительно крупные месторождения (например, Северо­ставропольское, Шебелинское, Газлинское и др.). При проектировании систем обустройства этих месторождений выявились (сейчас, разумеется, вполне оче­видные) недостатки индивидуальных схем сбора и промысловой обработки га­за:

1) для обслуживания скважин и прискважинного оборудования требуется значительное количество квалифицированного персонала;

2) промысловое оборудование "разбросано" по большой территории, что приводит к высокой металлоёмкости коммуникаций, значительным длинам промысловых дорог и т.п.;

3) сложности надёжного функционирования систем дистанционного уп­равления технологическим режимом скважин и промыслового прискважинного оборудования.

 

 

Рисунок 2 – Индивидуальные схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа: а — линейная; б— лучевая; а — кольцевая; 1 — скважина; 2 — шлейф;

3 — коллектор; 4 – контур газоносности

 

Групповые схемы сбора

Из-за недостатков индивидуальных схем сбора в дальнейшем стали применять экономически и технологически более прогрессивные групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспор­та газа (рисунок 3). В рамках этих схем газ со скважин подаётся по шлейфам на установки предварительной подготовки газа — УППГ, где проводится замер и первичная сепара­ция газа. Затем газ подаётся в систему газосборных коллекторов (иногда за­кольцованную для повышения надёжности), из которых газ поступает на УКПГ (ГСП), который может совмещаться с головными сооружениями магистрального газопровода. На УКПГ газ проходит окончательную очистку и осушку и поступает в МГ. Такая груп­повая схема (см. рисунок 3 а) была названа централизованной, поскольку по этой схеме газ не может быть подан в МГ, минуя УКПГ. В то же время число сборных пунктов может быть достаточно большим: так, на Шебелинском газо­вом месторождении их было построено 27. Групповая централизованная схема и сейчас является основной типовой схемой сбора для месторождений средней полосы России. Практически по этой же схеме был обустроен ряд относительно небольших месторождений Тюменской области, где построено по одной УКПГ (Пунгинское, Игримское, Похромское и Вынгапуровское газовые месторожде­ния).

Генеральным направлением развития отечественной газовой промыш­ленности в 70—80-е годы стало освоение уникальных газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области. С целью резкого сокращения капитальных и эксплуатационных затрат на освоение крупных и гигантских се­верных месторождений России была разработана групповая децентрализован­ная схема сбора (см. рисунок 3 б).По этой схеме газ от кустов скважин подаётся по шлейфам (и/или коллекторам) на УКПГ большой производительности, где про­ходит полную промысловую обработку (т.е. очистку, осушку и извлечение не­стабильного конденсата) в соответствии с требованиями отраслевого стандарта, а затем подаётся в газотранспортную систему (головной участок МГ либо предварительно в специальный промысловый коллектор). Причем на крупных месторождениях может быть несколько УКПГ. Так, на Медвежьем месторожде­нии построено 9 УКПГ, на Ямбургском — 7 УКПГ (на сеноманской залежи), на Уренгойском — 16 УКПГ (сеноманская залежь) и 4 УКПГ (валанжинская). При таком подходе к проектированию обустройства месторождений (укрупнение кустов, увеличение производительности УКПГ) возникает актуальная задача оптимизации числа и производительности УКПГ не только с точки зрения со­кращения капитальных затрат, но и обеспечения достаточной степени надёжно­сти системы в целом.

 

Рисунок 3 – Групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа:

а – централизованная; б – децентрализованная; 1 – скважина (куст); 2 – шлейф, 3 – коллектор, 4 – контур газоносности

 

Так, на Бованенковском месторождении рассматривались варианты строительства как двух, так и трёх и более УКПГ. Расчётное моде­лирование с использованием элементов теории надежности показывает, что со­кращение числа УКПГ до двух резко повышает степень экологического риска и снижает надёжность системы газоснабжения (особенно в зимний период пико­вых потреблений газа, когда наиболее вероятны аварийные ситуации), тогда как увеличение их числа более четырёх значительно повышает капитальные затраты: оптимальным оказывается строительство 3 – 4 УКПГ. Здесь следует от­метить, что чрезмерное увлечение сокращением капитальных затрат при обуст­ройстве месторождений может приводить (и, как показывает промысловая практика, действительно приводит) к увеличению эксплуатационных затрат и к дополнительным технологическим осложнениям в процессе эксплуатации на­земных систем промысловой обработки газа. Поэтому в настоящее время пер­спективным представляется технологическое проектирование систем обустрой­ства с учётом долгосрочного прогноза функционирования промысловых объек­тов и построение обобщённых критериев оптимизации обустройства, в которые входили бы не только капитальные затраты, но и экологические факторы, кон­цепции надёжности, безопасности и риска, а также эксплуатационные затраты.

 

Современные схемы сбора

На рисунках 4–6 приведены несколько современных схем сбора на УКПГ (эксплуатируемых ряд лет) Уренгойского ГКМ: по УКПГ-1 и УКПГ-11 (сеноман) и УКПГ-2В (валанжин). Число скважин в кустах здесь составляет от двух до пяти, длины шлейфов (коллекторов) – до 7 – 8 км, число скважин, подклю­чённых к УКПГ, от 42 до более 100. Из рассмотрения рисунков видно, что при­менительно к УКПГ-1 и УКПГ-2В шлейфы кустов скважин заканчиваются не­посредственно на установках, тогда как для УКПГ-11 характерна ярко выраженная коллекторно-лучевая схема сбора, за счёт этого весьма существенно снижается металлоёмкость газосборных сетей. Следует подчеркнуть, что с раз­витием техники и технологии наклонно-направленного и горизонтального бу­рения скважин появляется газодинамически допустимая возможность сущест­венного увеличения числа скважин в кустах и, как следствие, до некоторой сте­пени отпадает необходимость в коллекторных схемах, подобных схеме, приня­той для УКПГ-11: более перспективным представляется сбор газа с укрупнён­ных кустов скважин по индивидуальным шлейфам (один-два шлейфа с куста), что в конечном счете снижает эксплуатационные затраты, например, на преду­преждение гидратообразования в газосборных сетях.

Учитывая современные тенденции проектирования сверхмощных УКПГ (соответственно с уменьшением их количества на месторождении) и, как след­ствие, возрастание числа скважин, подключаемых к УКПГ, и значительного увеличения расстояний от кустов скважин, обратим внимание на перспектив­ность проектирования групповых систем сбора газа, оптимальным образом со­четающих достоинства как централизованных, так и децентрализованных схем. Ряд подобных оптимальных схем сбора и представлен на рисунке 7.

 

 

Рисунок 4 – Схема сбора газа на УКПГ-1 Уренгойского ГКМ

(сеноманская залежь) (число скважин в кустах – от трёх до пяти)

 

 

 

Рисунок 5 – Схема сбора газа на УКПГ – 11 Уренгойского ГКМ

(сеноманская залежь) (число скважин в кустах – от двух до трёх)

 

Рисунок 6 – Схема сбора газа на УКПГ-2В Уренгойского ГКМ

(валанжинская залежь)

 

 

Рисунок 7 – Перспективные "архитектуры" мощных и сверхмощных УКПГ:

а – УКПГ имеет два модуля — обработки газа ближних кустов α и дальних кустов β; б — продукция дальних кустов проходит предварительную обработку на УППГ-1 и УППГ-2, то­гда как продукция скважин ближних кустов сразу обрабатывается на УКПГ (пример - валанжинская залежь Ямбургского ГКМ); 1 - кусты скважин: 2 - шлейфы; 3 – коллекторы

 

10. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовке Г

Поступлениипл-ой воды (сильно минерализованной) в скв-ны, вызывая серьезные затруднения в эксплуатации.

В пл-ой воде распространены: NaCl, MgCl, CaCl, карбонаты (СаСО₃, MgCO₃) и бикорбанаты, сульфаты (СаSO₄), окислы и гидроокиси железа. Эти соли выпадают из раствора при изменении т/д-х усл-й.

Для предварительного планирования мероприятий по предупреждению отложений солей необходимо иметь сведения о составе пл-ой воды к началу разр-и месторождения, об изменении количества добываемой пл-ой воды по годам разр-и и ее состава.