Cтраница 2
Водяные пары, содержащиеся в добываемом газе, при определенных термобарических условиях способны конденсироваться, снижая пропускную способность трубопроводов, вызывая коррозию технологического оборудования и опасность гидратных отложений. Предупреждение этих отрицательных явлений обусловливает необходимость осушки газа при его подготовке к транспорту потребителю. [16]
Кратко обсудим современные критерии дистанционной диагностики газовых гидратов, основанные на иных физических принципах: имеется в виду использование различных физических полей для идентификации и / или разрушения гидратных отложений. [17]
При движении нефтяного газа по газосборной сети из-за гидравлических сопротивлений давления и температуры падают, при этом из газа выделяются углеводородный и водный конденсаты, а при определенных термодинамических условиях могут образоваться гидратные отложения. Конденсация паров углеводородов и воды происходит в результате снижения температуры газа, обусловленного дроссель-эффектом и отдачей теплоты газом более холодным стенкам трубопровода. В реальных условиях в первую очередь образуется водный конденсат, затем конденсат тяжелых и средних углеводородов. [18]
В данном разделе рассмотрим антигидратные составы и способы их применения, которые не столько предупреждают процесс гидратообразо-вания, сколько препятствуют отложению гидратов в промысловых системах сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. Такие методы предупреждения гидратных отложений близки к многим методам борьбы с соле - и парафиноотложениями. [19]
В качестве такого поля может служить сверхвысокочастотное ( микроволновое) электромагнитное излучение. Перспективно также развитие методов разрушения гидратных отложений с использованием совместного акустического ингибиторного или акустического СВЧ воздействий. [20]
Такое серьезное осложнение, как образование гидратных отложений и пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах. Ниже мы кратко обсуждаем вопросы ликвидации гидратных отложений в скважинах и промысловых трубопроводах. [21]
Прежде всего, здесь возникают вопросы контроля за гидратными отложениями во внутренней поверхности трубопровода. [22]
В подотраслях добычи и транспортирования газа технологический процесс нарушается из-за гидратообразования. Метанол - ингибитор гидра-тообразования - способен не только предотвращать образование гидратов, но и разлагать уже образованные гидратные отложения и пробки. Учитывая экономическую значимость рационального потребления метанола, рассмотрим некоторые методы нормирования расхода его в добыче и транспорте газа. [23]
Трудоемкими и опасными являются операции по задавливанию скважин, а также работы по монтажу и демонтажу устьевой арматуры. Определенные опасности возникают также при смене штуцера или задвижки, установке лубрикатора, шайбного измерителя и ликвидации гидратных отложений. [24]
Трудоемкими и опасными являются операции по задав ливанию скважин, а также работы по монтажу и демонтажу устьевой арматуры. Определенные опасности возникают также при, смене штуцера или задвижки, установке лубрикатора, шайбного измерителя и ликвидации гидратных отложений. [25]
Помимо перепада давления критерием появления и накопления газовых гидратов в промысловых трубопроводах и аппаратах может служить изменение их температурного режима. Например, для теплообменного оборудования в качестве индикатора отложения гидратов наиболее удобно использовать коэффициент теплообмена, который легко определяется из данных по расходам газа и по температурному режиму: при образовании и росте гидратных отложений коэффициент теплообмена начинает уменьшаться. Более того, при наличии термогидродинамических моделей работы промысловых аппаратов ( теплообменников, АВО) можно по изменению расчетного коэффициента теплообмена даже судить о количественных и качественных характеристиках процесса гидратоотложения ( о за-гидрачивании части теплообменных трубок, об изменении эффективной поверхности теплообмена и пр. Однако процесс гидратообразования может, быть достаточно надежно идентифицирован и в осложненных случаях из-за существенных различий в характерных временах различных процессов. [26]
Прежде всего следует отметить, что методы и способы индикации ( или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования ( и / или отложения) гидратов в промысловых коммуникациях, а также эффективные способы и технические приемы обнаружения наличия и месторасположения гидратных отложений ( несплошных гидратных пробок) имеют существенное значение при контроле технического состояния ( диагностики) газопромысловых объектов. Кроме того, они используются в системах автоматического регулирования расхода ингибиторов гидратооб-разования как дополнительные, но весьма существенные подсистемы, обеспечивающие повышение надежности безгидратной эксплуатации промысловых объектов. [27]
К нему относятся ремонт скважин, оборудованных штанговыми и центробежными насосами. Очистка забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок; консервация и расконсервация скважин; ремонт газ-лифтных, фонтанных и газовых скважин; устранение негерме-тичности насосно-компрессорных труб ( НКТ); ремонт скважин с помощью тросово-канатного оборудования инструмента; опытные работы по испытанию нового скважинного оборудования и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском скважинного оборудования. Основной объем работ при текущем ремонте скважин связан со спуско-подъем-ными операциями труб, штанг, насосов, газлифтных пусковых и рабочих клапанов, а также различных инструментов и приспособлений. [28]
Газ из скважины отбирается по кольцевому пространству в режиме, при котором жидкость с забоя не выносится в шлейф. При этом в нижней части колонны жидкость накапливается и периодически удаляется продувкой скважины по НКТ в специальную емкость, т.е. скважина работает в режиме сепарации. В то же время в верхней части возможно образование гидратных отложений на стенке труб, толщина которых постепенно увеличивается. Что касается гидратообразования в наземных коммуникациях, то здесь оно хотя и принципиально возможно, но практически происходит медленно в течение длительного времени из-за выделения основного количества влаги в скважине. В связи с тем что проходная площадь сечения кольцевого пространства постепенно уменьшается, то периодически приходится проводить закачку в скважину метанола. При этом в нижней части скважины барботирующийся газ насыщается метанолом, а в верхней части происходит конденсация BMP на стенке труб, приводящая к разложению гидратов. После окончания процесса разложения отложений BMP удаляется продувкой скважины по НКТ в специальную емкость. По промысловым данным, концентрация метанола в этой емкости обычно не превышает 7 - 10 мас. Далее скважина эксплуатируется в режиме гидратонакопления с периодическим удалением накопившейся конденсационной воды. Для реализации данной технологии необходимо регламентировать следующие характеристики процесса [201]: периодичность удаления скопившейся влаги, периодичность ввода ингибитора гидратообразования и его количество, динамика образования и длительность разложения гидратного слоя. [29]
Несмотря на ряд недостатков, основным наиболее широко применимым в настоящее время способом остается промывка скважин горячей нефтью. Остальные способы могут использоваться на отдельных скважинах. Скважины с наиболее тугоплавкими отложениями рекомендовано промывать горячим конденсатом. При одновременном образовании парафиновых и гидратных отложений необходимо применять электронагрев скважин. Этот способ представляется наиболее перспективным. Его широкое внедрение сдерживается дефицитом греющего кабеля с требуемыми характеристиками. [30]