В условиях эксплуатации месторождений Севера приходится
22
?
fi.
Л^г
<Qm гкЯгг- ii и
с
 |
|||||
 |
|||||
 |
|||||
C~D |
|
2- |
|
J" |
1U
aVd
Mm сн да- ~p tt.
MtLLH
|
i |
//.
!-€
ДЭГ
%
-9»
Й
?
|
Вода |
|
7// |
9
Л/г? CK§a,-■W-U.H
Конденсат В конденсата про 6о д
|
/'
13
\
Л
Вода,
Газ В коллектор
Рис. 6. Технологическая схема подготовки газа на Шебелинском газовом месторождении.
НВД — насос высокого давления: НДЭГ — нерегенерированный ДЭГ
опасаться появления гидратов на забое, а тем более в стволе скважины по мере падения давления и температуры в результате теплообмена и дросселирования газа на пути от забоя до устья.
Принципиально можно рассмотреть два различных метода предотвращения и ликвидации гидратообразования: с применением и без применения ингибиторов.
Применение ингибиторов позволяет использовать естествен-
23
|
|
|
1 |
|
Очищенный, газ |
|
Насыщенный метанол |
Рис. 7. Технологическая схема подготовки газа на Вуктыльском газо-конденсатном месторождении ный холод для получения газа соответствующей кондиции (точки-росы по воде и выделения конденсата).
Применение диэтиленгликоля может также в определенных условиях быть неудачным потому, что его вязкость по мере снижения температуры сильно возрастает, а при температурах около —40° С он замерзает при концентрации до 60% и свыше 80%.
Для борьбы с гидратообразованием в северных районах наиболее приемлем метанол. Метанол — ядовитое вещество, очень плохо поддается регенерации, но имеет весьма низкую температуру замерзания при невысокой концентрации, поэтому его рекомендуется применять на Севере.
Для схем подготовки газа методом НТС применение метанола по сравнению с другими ингибиторами технически целесообразно на тех месторождениях, где необходимо получить точку росы в пределах от —45 до —60° С с использованием для этого» процесса естественного холода.
Рассмотрим технологическую схему обустройства В у к т ы л ь-ского газоконденсатного месторождения (рис. 7), где в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол. Газ из скважины с температурой 25° С под давлением 20 МПа поступает на задвижку 1, где ег*о давление понижается до 14—12 МПа, а температура до 0—10° С. Выделившаяся при охлаждении капельная жидкость в сепараторе-первой ступени 2 в количестве 261 т/сут отделяется от газа и поступает в конденсатосборник 7, где происходит частичное разделе24
ние воды и конденсата. Газ из сепаратора 2 поступает в теплообменник 4, где охлаждается отсепарированным газом, и далее на регулируемый штуцер 5, на котором давление газа понижается до 5,5—6,0 МПа, а температура до —20° С. Выделившаяся при этом жидкость отделяется в сепараторе второй ступени 6 и поступает в конденсатосборник.
Для предотвращения гидратообразования в газ с помощью форсунок 3, установленных перед теплообменником, впрыскивается раствор метанола. Осушенный газ через межтрубное пространство теплообменника поступает на головные сооружения. Жидкость из конденсатосборников направляется в разделительные емкости 8, где от конденсата отделяется насыщенный метанол. Конденсат и раствор метанола поступают на ГС для дальнейшей обработки. Газ выветривания из разделителей поступает в газосепараторы 9, где он очищается от примесей, а затем подается в общую линию.
Методы борьбы с кидратообразованием без применения ингибиторов— подогрев газа в скважине (там, где образование гидратов возможно уже в ее стволе), теплоизоляция шлейфов и подогрев газа в шлейфах. В этом случае исключается использование естественного холода в шлейфах для подготовки газа к транспорту, и точку росы до —50° С можно получить только при применении естественного холода на УКПГ.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
