Лазизбек ЭРКИНЖОНОВ
Магистрант института геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: lserkinzhonov@kpfu.ru
Алина ГИМАЕВА
Доцент кафедры разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, к. т. н., Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: argimaeva@yandex.ru
Введение
В ходе перемещения природного газа по коллекторным линиям от добывающих скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ) происходит изменение его физических параметров, в частности температуры и давления. Эти флуктуации способствуют риску формирования гидратов, что, в свою очередь, может привести к серьезным технологическим нарушениям и нештатным ситуациям. В рамках настоящего исследования тщательно анализируются условия, способствующие гидратообразованию, и определяются критические участки системы транспортировки газа от эксплуатационных скважин до объектов газопереработки, на которых наиболее вероятно возникновение проблем.
Чтобы минимизировать риск формирования гидратных образований, основной стратегией является создание условий, при которых эти соединения становятся термодинамически нестабильными. Для достижения этой цели используют различные методы, включая тепловые, технологические и химические. В контексте ликвидации уже сформировавшихся гидратных отложений, эффективными мерами являются методы, направленные на уменьшение давления в системе, инъекции метанола для разложения гидратов, локализованный подогрев зоны гидратоотложений или применение этих методов в комбинации. Выбор конкретного метода зависит от размера пробки, ее местоположения, температуры окружающей среды и других факторов.
Для повышения эффективности контроля над процессом формирования гидратов целесообразно расширить перечень параметров для мониторинга с помощью аналитической аппаратуры, влияющих на данное явление. Ключевым моментом является дополнительный мониторинг таких показателей, как температура и давление на скважине, уровень содержания воды в пласте и концентрация метанола в использованной буровой жидкости.
Источник: Bill Schmoker ARCUS Polar Media Archive
Объект и методы исследования
Гидраты способны кристаллизоваться в любом узле инфраструктуры, охватывающей процес добычи, сбора, подготовки, транспортировки и очистки углеводородного сырья, при наличии условий, таких как насыщенность газа и воды, определенных уровней давления и температурных режимов. С точки зрения производственных процессов, появление и аккумуляция гидратных структур в большинстве случаев представляет собой серьезную проблему, поскольку они могут создавать препятствия и увеличивать гидравлическое сопротивление в потоках перекачки нефти и газа.
Присутствие гидратов в добываемых углеводородах ускоряет изнашивание модульных коллекторов, снижая их эксплуатационный период. Отложения гидрата в таких установках, как, например, теплообменное оборудование, отстойники, внутренние каналы расширительных устройств, ограничительные клапаны и инжекторы, оказывают отрицательный эффект на продуктивность и эффективность всего производственного цикла.
Контроль за процессом гидратообразования является обязательным на всех стадиях технологической цепочки добычи газа, включая:
на забое пласта (особенно на месторождениях, где температура и давление близки к условиям образования гидратов);
внутри разведочных и добывающих скважин (особенно во время испытаний, связанных с изменением давления газа);
при резком снижении давления газа (дросселировании);
в трубопроводах и системах, используемых для сбора газа на месторождении: от скважин до установок подготовки (включая шлейфы, коллекторы, газопроводы и конденсатопроводы);
на различных этапах подготовки и транспортировки газа: на установках подготовки газа, в начале магистральных газопроводов (чаще всего при технологических сбоях), на газораспределительных станциях и в подземных хранилищах газа [1–2].
Изучив опубликованные данные о проблемах, связанных с образованием гидратов в процессах сбора и добычи, а также в промысловых газопроводах, можно выделить ряд ключевых методов предотвращения гидратообразования.
Метод безгидратного режима эксплуатации скважин. Метод предотвращения гидратообразования в скважине основан на поддержании безгидратного режима либо путем оптимизации технологических параметров, либо путем ингибирования. В случае невозможности достижения безгидратного режима только за счет технологических решений, проводится идентификация зон повышенного риска гидратообразования в призабойной зоне или стволе скважины. На основании анализа риска разрабатывается стратегия ингибирования, определяющая оптимальные точки и методы ввода ингибитора. Для поддержания безгидратного режима, учитывая динамику температуры газа, обусловленную теплообменом и дросселированием, используются данные промысловых исследований. Даже при стабильной работе скважины, необходимо иметь разработанный план экстренного ингибирования на случай отклонения технологических параметров и возникновения риска гидратообразования [3].
Для ингибирования гидратообразования в газопроводах применяется метод предварительного подогрева газа. На станциях подогрева газ подвергается теплообмену с паром или другими теплоносителями, что обеспечивает поддержание температуры газа на ΔT выше температуры равновесного гидратообразования при заданном давлении в трубопроводе. Несмотря на простоту реализации, теплоспутники (как показано на рис. 1) ограничены в применении газопроводами малой протяженности и газосборными системами с централизованной подготовкой газа (осушкой). Основным сдерживающим фактором для широкого внедрения данной технологии является высокая капиталоемкость и эксплуатационные расходы [4].
Ввод ингибиторов гидратообразования в поток газа. Антигидратные реагенты, используемые для химической борьбы с гидратообразованием, классифицируются по механизму действия на две группы: ингибиторы гидратообразования и ингибиторы гидратоотложения. Ингибиторы гидратообразования воздействуют на термодинамические условия, необходимые для формирования гидратов, или оказывают влияние на кинетику процесса гидратообразования в газожидкостной среде. Ингибиторы гидратоотложения способны блокировать жидкую водную фазу, предотвращая взаимодействие газа с водой, обеспечивая многофазный транспорт продукции, уменьшая рост гидратных частиц [1].
Термодинамические ингибиторы гидратообразования – это химические соединения, которые используются для предотвращения или замедления процесса образования гидратов воды. Он может происходить при низких температурах и высоких давлениях, например, в нефтегазовой отрасли. Гидраты могут вызывать серьезные проблемы в трубопроводах и оборудовании, снижая эффективность и безопасность процессов производства и транспортировки углеводородов.
Области применения:
нефтегазовая промышленность: в основном применяются для предотвращения образования гидратов в трубопроводах при транспортировке газа и нефти;
системы сжатого и подземного хранения газа: обеспечивают защиту оборудования от негативных воздействий;
химические производства: используются для контроля и предотвращения образования гидратов, которые могут нарушить весь технологический процесс.
Преимущества:
эффективная защита: термодинамические ингибиторы обеспечивают значительное снижение вероятности образования гидратов, что позволяет избежать связанных с этим проблем;
простое внедрение: использование ингибиторов не требует дорогостоящего оборудования или сложных процедур – достаточно просто добавить их в систему;
многофункциональность: некоторые ингибиторы обладают мультифункциональностью, обеспечивая, например, защиту от коррозии, что снижает общие затраты на обслуживание системы.
Недостатки:
стоимость: некоторые термодинамические ингибиторы могут быть дорогими, что ограничивает их внедрение;
обратимость действия: их эффективность может снижаться при определенных условиях, например, при изменении температуры и давления;
экологические аспекты: некоторые вещества могут иметь неблагоприятные экологические воздействия, что требует внимательного подхода к их использованию.
Примеры веществ, используемых в качестве термодинамических ингибиторов:
метилциклопентанол (MCP): эффективный ингибитор для систем, где наблюдается необходимость предотвращения гидратообразования;
гликоли (например, этиленгликоль и пропиленгликоль): используются для снижения точки замерзания и предотвращения гидратов;
соли: некоторые солевые растворы могут также использоваться в качестве ингибиторов гидратообразования, что снижает вероятность образования кристаллов.
В целом выбор термодинамических ингибиторов гидратообразования зависит от конкретных условий эксплуатации, свойств транспортируемых сред и технических требований [5].
Кинетические ингибиторы гидратообразования замедляют или останавливают формирование гидратов на самой ранней стадии – стадии образования зародышей кристаллов.
Механизм действия ингибитора основан на связывании его полимерных цепей с поверхностью кристалла гидрата через водородные связи. Это приводит к тому, что кристалл растет вокруг полимера, образуя структуры с высокой кривизной. Такая конфигурация препятствует объединению мелких, неустойчивых скоплений гидратов, предотвращая образование крупных кристаллов.
Некоторые примеры кинетических ингибиторов гидратообразования: поливинилпирролидон (PVP), поливинилкапролактам (PVCap), VC‑713.
Области применения кинетических ингибиторов гидратообразования – защита элементов наземной инфраструктуры от образования газовых гидратов. К таким объектам относятся, например, шлейфы газовых скважин, газосборные коллекторы.
Некоторые преимущества кинетических ингибиторов:
эффективность при низких концентрациях: требуется небольшое количество ингибитора, что снижает общую стоимость обработки;
экологически чистая технология: отсутствие необходимости регенерации отработанного раствора упрощает процесс и снижает воздействие на окружающую среду;
оперативная регулировка: концентрация ингибитора может быть быстро изменена для оптимизации защиты в различных условиях;
снижение логистических издержек: меньший объем требуемого ингибитора приводит к снижению затрат на транспортировку и хранение.
Недостатки, с которыми сталкиваются при использовании кинетических ингибиторов:
из-за повышения вязкости при более высоких концентрациях, содержание активного вещества в растворе не должно быть больше 2%;
раствор замерзает при температуре, близкой к 0 °C, что делает его непригодным для использования в условиях низких температур, характерных для Крайнего Севера;
совместимость с пластовой минерализованной водой и нестабильным конденсатом;
существуют риски, связанные с недостаточной эффективностью ингибирования.
Для предотвращения образования гидратных пробок в трубопроводах используются также антиагломеранты (АА) – поверхностно-активные вещества, обычно на основе четвертичного аммония. Добавляемые в малых концентрациях (0,1–3,0% от объема водной фазы), они действуют как ингибиторы, предотвращая слипание кристаллов гидратов. Механизм их работы заключается в адсорбции на поверхности гидратов, что создает барьер, препятствующий их агрегации и росту. Это позволяет транспортировать многофазные потоки, содержащие газ, воду и нефть, в условиях, когда обычно образуются гидраты, без риска закупорки. АА являются более экономически выгодной альтернативой традиционным методам, таким как использование термодинамических ингибиторов и метанола. Существуют различные типы АА, включая четвертичные аммониевые и фосфониевые соли, а соединения на основе кокамидопропилдиметиламина демонстрируют особенно высокую эффективность
В качестве ингибиторов гидратообразования в настоящее время широко используются метанол, хлорид кальция и диэтиленгликоль (ДЭГ). Физико-химические параметры этих соединений приведены в таблице 1.
Ингибиторы гидратообразования предотвращают образование газовых гидратов, воздействуя на два ключевых аспекта процесса: они снижают активность воды, изменяя термодинамические условия, благоприятные для гидратообразования, и значительно замедляют скорость роста уже существующих гидратов [5].
В процессе подбора определённого ингибитора гидратообразования рекомендуется учитывать следующие аспекты [9]:
геологические особенности, физические и географические характеристики, а также климатические особенности конкретного месторождения;
природный газ, добываемый в промышленных масштабах, содержит не только парафиновые углеводороды, но и разнообразные примеси как неорганической, так и органической природы. К числу неорганических загрязнителей относятся так называемые «кислые газы», в частности, углекислый газ (CO2) и сероводород (H2S). Среди органических примесей существенную долю занимают серосодержащие соединения, такие как серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS2), меркаптаны (RSH), тиофены и другие вещества, которые негативно влияют на качество газа и осложняют процессы его переработки и транспортировки;
особенности дозирования ингибитора на технологические узлы ввода – автоматические методы управления и контроля процесса ингибирования;
эффективность и практичность восстановления используемых ингибирующих жидкостей и определение наиболее подходящего метода для их регенерации;
стратегии и подходы к обезвреживанию использованных смесей ингибиторов, непригодных для повторного использования.
Согласно проведенному анализу зарубежных и отечественных исследований, было выявлено, что этим требованиям в той или иной степени отвечают: хлориды кальция и бария, метиловый спирт (метанол), гликоли – этиленгликоль(ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль(ПГ), смеси гликолей с их эфирами и т. д.
На газодобывающих объектах широко используют метод инжектирования метанола (CH3OH) в поток газа для предотвращения образования гидратов. В процессе смешивания с метанолом, влага, присутствующая в газе в виде пара и капель, образует с ним азеотропные смеси, что существенно понижает температуру их замерзания. Это приводит к абсорбции водяных паров в газе, эффективно снижая точку росы и препятствуя формированию гидратов. Введение метанола осуществляется обычно после первичных сепараторов под давлением, создаваемым разницей между давлением в высоконапорной скважине, к которой подсоединен резервуар с метанолом, и давлением в тех скважинах, куда метанол дозируется, и это давление составляет порядка 30–50 кгс/см2[8]. Такой способ используют на газовых промыслах для борьбы с образованием гидратов.
Гидратообразование в магистральных газопроводах и борьба с ним
С целью обеспечения нормальной эксплуатации магистрального газопровода, необходимо качественно осушать природный газ еще на промыслах. Если влага из газа удалена недостаточно тщательно, то существует риск образования газовых гидратов, которые могут нарушить работу системы.
На процесс гидратообразования оказывают влияние состав транспортируемой газовой смеси, концентрация воды, давление и температурный режим. Обязательным условием для существования гидратов является достижение температуры ниже точки росы, что приводит к фазовому переходу воды в жидкое состояние и образованию капельной влаги в газовой среде.
Ввиду нестабильности гидратов природных газов, любое нарушение термодинамического равновесия провоцирует их диссоциацию. В то же время, при поддержании стабильных термодинамических условий, гидратные образования могут сохраняться в газопроводной системе в течение продолжительного времени. Следовательно, для эффективного предотвращения образования гидратных пробок необходимо выявлять факторы, способствующие их формированию, и прогнозировать потенциальные зоны их скопления [10].
Согласно проведенному анализу литературы, можно выделить следующие способы борьбы с гидратами в магистральных трубопроводах:
- Использование ингибиторов гидратообразования. Ввод метанола в газопровод производится через специальные отводы, интегрированные в конструкцию магистральных кранов. Закачка обеспечивается передвижной метанольной установкой. Слив метанола осуществляется гравитационным способом, с возможностью увеличения скорости за счет создания дифференциального давления на магистральном кране [11].
Операция инжекции метанола в газопровод с расходом 800 литров за 20 минут характеризуется высокой производительностью. Данный подход исключает потребность в использовании компрессоров высокого давления, что приводит к упрощению технологического процесса и снижению капитальных и эксплуатационных затрат [11]. Основная сложность заключается в том, что для использования данного метода требуется предварительно внести изменения в конструкцию газопровода, установив специальные соединительные элементы. В качестве альтернативы метанолу, для предотвращения образования гидратов в газопроводах, может использоваться хлорид кальция (CaCl2). Хлорид кальция выгодно отличается от метанола более низкой ценой, доступностью, а также безопасностью для здоровья и окружающей среды.
Однако использование растворов хлористого кальция для ингибирования гидратообразования в магистральных газопроводах затруднено логистическими сложностями, связанными с необходимостью применения специализированного оборудования для приготовления раствора. В связи с этим, данная технология не нашла широкого применения на трассах газопроводов. В то же время, хлористый кальций успешно используется для предотвращения и ликвидации гидратных пробок на газовых промыслах, в подземных хранилищах газа, а также в процессах осушки газа. - Метод разрушения гидратов с помощью снижения давления. Для ликвидации гидратной пробки в газопроводе используется метод депрессии. Сначала проблемный сегмент изолируется от основной системы. Затем, посредством продувочных линий, расположенных с обеих сторон от гидрата, осуществляется постепенный сброс давления в атмосферу. Ключевым моментом является плавное снижение давления, предотвращающее его резкие колебания. Контроль за процессом осуществляется с помощью манометров, установленных на кранах, и поддержания связи между операторами.
Метод одностороннего сброса давления между краном и пробкой был признан небезопасным из-за риска возникновения гидравлического удара. Неравномерное распределение давления могло привести к неконтролируемому перемещению пробки и, как следствие, к повреждению запорной арматуры. Снижение давления эффективно для разрушения гидратных пробок, сформировавшихся при положительных температурах, но неэффективно при отрицательных температурах. - Метод разрушения гидратов с помощью повышения температуры. Термическое разложение гидратов в газопроводе требует подвода определенного количества теплоты к месту их формирования. В качестве теплоносителя для доставки теплоты используется вода. Для эффективного разложения необходимо поддерживать температуру в зоне гидратообразования выше 0 °C. Объем воды, требуемый для разложения, варьируется в зависимости от типа гидрата, но, как правило, относительно невелик. Для оптимизации объема воды, используемого в процессе разложения гидратов природного газа, рекомендуется руководствоваться данными, представленными на рис. 2.
В ходе проведенных исследований был выполнен сравнительный анализ современных методов борьбы с газовыми гидратами, результаты которых представлены в таблице 2.
Заключение
В даной работе были выявлены основные причины гидратооборазования при различных технологических операциях, проведен анализ общих методов предупреждения и ликвидации гидратообразования. Выявлена причина гидратообразования в промысловых трубопроводах – сочетание компонентов углеводородного газа с водой при определенных «благоприятных для образования гидратов» термобарометрических условиях. Представлены факторы, обуславливающие образование гидратов в магистральных трубопроводах. Частичная или полная закупорка проходного сечения трубопровода гидратами может вызвать серьезные эксплуатационные осложнения и привести к крупным аварийным ситуациям.
Также в ходе проведенного анализа были выделены основные методы борьбы с гидратами, применяемые в настоящее время на различных этапах технологической цепочки добычи газа (сбор, подготовка, транспортировка, распределение), выделены преимущества и недостатки каждого метода и даны дальнейшие рекомендации по их применению.
Данные мероприятия помогут обеспечить безаварийность технологических процессов в условиях возможного гидратообразования и указывают на их актуальность для газовой промышленности России.
