Заказы по металлообработке принимает компания "МУРОМЕЦ" moscow.aomur.ru

Аналитика



Приборы и аппаратура для исследования скважин

ГЛАВА VI ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Приборы и аппаратура при газогидродинамических исследованиях скважин применяются с целью определения достоверных величин необходимых параметров. Ниже рассматриваются приборы и аппаратура, которые можно использовать на газовых промыслах СССР для измерения давлений, температур и расходов газа. Измерение указанных параметров в зависимости от вида исследований может проводиться на поверхности и в стволе скважины — так называемые «глубинные исследования». При глубинных исследованиях помимо самих измерительных приборов или систем требуется определенный комплекс оборудования для проведения спуско-подъемных операций. Несмотря на значительное усложнение процесса исследования с глубинными приборами обойтись без них не всегда возможно, так как в некоторых случаях определить необходимые параметры с приемлемой точностью аналитическим путем не удается.    '

Для глубинных исследований применяются глубинные приборы следующих

разновидностей.3 :    Г

Приборы с местной регистрацией измеряемого параметра, которые спускаются в скважину на специальной проволоке-канате и состоят из датчика, чувствительного к измеряемому параметру, и механизма, позволяющего записать величину измеренного параметра на специальном диаграммном бланке. После подъема прибора из скважины и извлечения диаграммного бланка проводится расшифровка записи прибора и определение измеренной величины параметра.

Глубинные дистанционные приборы, включающие в себя глубинный снаряд, содержат чувствительный датчик ^преобразователем и вторичную аппаратуру. Сигнал датчика о величине измеряемого параметра, преобразованный в электрический, по геофизическому бронированному кабелю передается на расположенную на поверхности вторичную аппаратуру, которая в свою очередь расшифровывает принятый сигнал, показывает или записывает его.

Преимущество приборов с местной регистрацией — сравнительная простота проведения спуско-подъемных операций из-за малого диаметра проволоки, а недостаток — отсутствие информации о работе прибора в скважине.

В таком случае возможны некачественные исследования из-за неисправности прибора, которые необходимо повторять.

Дистанционные приборы при всей сложности спуско-подъемных операций обладают тем преимуществом, что дают постоянную информацию о работе прибора в скважине и величине регистрируемого параметра. В необходимых случаях можно сразу провести повторные контрольные измерения или проследить изменение параметра по любому интервалу глубины скважины.

Практика проведения газогидродннамических исследований скважин показала, что исполнители должны знать методику испытания и обработки полученных результатов, принцип действия и устройство приборов и аппаратуры, иметь определенный опыт работы с ними, учитывать особенности конструкции и обвязки скважин, строго соблюдать правила техники безопасности. Для проведения исследовательских работ на промыслах специальные исследовательские бригады должны быть обеспечены всеми необходимыми приборами и аппаратурой, оборудованием, приспособлениями. В обязанности такой бригады помимо основной задачи (проведение газогидродинамических исследований) должны входить операции по подготовке скважины, ремонту, наладке и тарировке приборов и аппаратуры, обработке полученных результатов.

Подготовка скважины к проведению любого исследования — важный этап, от которого зависит не только качество получаемых результатов, но и, как правило, сама возможность проведения намеченных испытаний. В процессе подготовки скважины могут проводиться в зависимости от вида предстоящего исследования и от степени обустройства промысла следующие операции: установка передвижных мостков, лубрикатора на соответствующее давление, вышки для спуска и подъема глубинных приборов в скважину, проверка и подключение газопровода и приборов для измерения дебита, подключение сепаратора для отделения жидкзй фазы, установка приборов для измерения устьевых давлении и температур и,т. д.

Описание устройства приборов и аппаратуры, а также методов работы с ними дается в таком объеме, который необходим как дополнение к сведениям, содержащимся в «Паспортах» и «Инструкциях по применению», поставляемых заЕОДОм-изготовителем с каждым экземпляром прибора. Краткое описание дистанционных приборов всех типов рекомендуется использовать как справочный материал, так как серийно эти приборы не выпускаются и исследования скважин с их помощью ведут авторские коллективы.

VI. 1. ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения давления на устье скважины, в узле измерения дебита и в стволе скважины на различных глубинах. Давление на устье скважины и в узле измерения дебита следует измерять пружинными показывающими манометрами типа МО и МТИ. В стволе скважины давление измеряют глубинными регистрирующими и дистанционными манометрами.

VI. 1.1. Пружинные манометры

Устройство и общий вид манометров типа МО и МТИ показан на рис. VI. 1. Чувствительным элементом служит пружина 5. При увеличении давления она распрямляется и через рычажную систему и зубчатый сектор 3 поворачивает стрелку 4 на соответствующий угол. Отсчет проводится по шкале, градуированной в делениях.


Пересчет давлений в кгс/см2 проводят по формуле

p=AH+n(N-BH), (VI.1)

где р — избыточное давление, кгс/см2; N — показания манометра, деления; Ан, Вн — ближайшее нижнее значение от N по тарировочной таблице используемого манометра, кгс/см2 и деления соответственно;

п=(Авн)/(Ван), (VI.2)

где Ав, 5„— ближайшее верхнее значение давления от N по тарировочной таблице, кгс/см2 и деления соответственно; п — цена деления манометра.

Пример. Рассчитать давление но показанию манометра N — 260,1 деления. По тарировочной аблицс для данного манометра имеем: В}{ =

= 554,0 дел.; ЛИ = 85 кгс/см2; = 269,2 дел.; Лв

Рис. VI.I* Пружинный МЯН04 метр.

1 — резьба установочная; 2 — тяга; 3 — зубчатый сектор; 4 — стрелка; 5 — пружина


90 кге./ем2.

Тогдд

„ = (90 — 85)/(2б9,2 — 254) = 0,329; р = 85 -[ 0,329 (260,1 — 254) = 87,0 кгс/см2.

Технические характеристики пружинных показывающих манометров приведены в табл. VI. 1.

При установке образцовых манометров в местах измерений необходимо соблюдать следующие условия.

Присоединительный штуцер должен быть направлен перпендикулярно к потоку газа в трубопроводе и не заходить за пределы внутренней стенки трубопровода.

ми скважинами. При этом частицы породы находятся в жидкости и выносятся вместе с жидкостью. Обычно на практике исходят из условного значения минимально допустимых скоростей газа у башмака НКТ,

При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в НКТ двухфазный поток. При малых скоростях движения смеси в скважине накапливается столб жидкости, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит скважины. В этих условиях газоконденсатная скважина должна работать с превышением минимального дебита, обеспечивающего вынос конденсата на поверхность. Этот дебит определяется по эмпирической формуле

0=1 \5.5D

(3.27)


mTz2


где О минимальный суточный дебит; D — диаметр НКТ; pi — забойное давление; Т ~ температура на забое; m — молекулярная масса газа,

Рассмотрим методику определения диаметра НКТ по условиям обеспечения заданных потерь давления в стволе скважины.

По результатам газодинамических исследований скважин известны значения энергосберегающего и максимально допустимого дебитов с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующие этим дебитам давления на забое рэ, а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. При заданных давленых на забое р3 и устье ру и известном дебите О диаметр фонтанных труб

р5 _ 1,33 10 Wzc2pTc2p(e2s -1)

(3,28)


Если значение диаметра, полученного по формуле (3.28), больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по последнему условию. Если же значение диаметра окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примесей на поверхность, то его можно увеличить до размеров последнего. При этом потери давления в стволе скважины уменьшаются. Таким образом, определяющим фактором в нахождении диаметра скважины, если существует опасность разрушения пласта или подтягива-182

ния воды, является необходимость выноса на поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до оптимального значения с технологической и технической точек зрения.

При заданном диаметре НКТ потери давления

I 2 _ l33 10-2T,2pz;pCrie^ -1)

ДРс = Рс-?--.    (3.29)

е

Если значение Арс, определенное по формуле (3.29), окажется выше допустимого, то приходится снижать дебит газов до получении необходимого значения потерь давления. Методика расчета по приведенным формулам аналогична случаю определения забойного давления по давлению динамического столба газа (см. гл. 2). Исходя из выбранного диаметра НКТ определяется диаметр эксплуатационных колонн с учетом возможности спуска в скважину необходимого скважинного оборудования (пакеров, клапанов и др.), обеспечивающих надежность длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий.

После окончания бурения и всех работ, связанных со вскрытием пласта и оборудованием забоя, в скважину спускают НКТ.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускается одна колонна НКТ, а при наличии в залежи нескольких прослоен с разными фильтрационными характеристиками или нескольких продуктивных горизонтов и при их раздельной эксплуатации — две или более 1IKT. При этом они могут быть спущены концентрично или параллельно с применением разобщителей.

Наличие НКТ в газовой скважине дает возможность облегчить и ускорить процессы освоения после бурения и глушения промывочным раствором или водой перед проведением работ по интенсификации или ремонтных работ, а также осуществить контроль за стволом скважины в определенной степени без спуска глубинных приборов.

При наличии коррозии труб могут устанавливаться протекторные защитные кольца, которые помещаются между НКТ в муфтах.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта (или пластов) и технологическим творяет H2S. Следовательно, на установках осушки кислых газов объем низконаиорных газов будет больше, чем на обычных абсорбционных установках. Растворимость H2S и С02 в глико-лях может определяться по рис. 4.23-4.26 [44]. На этих рисун-

Тймпература, *F

Рис. 4.23. Зависимость растворимости II2S в ДЭГе от парциального давления


Рис. 4.25. Зависимость растворимости H2S в ТЭГе от парциального данленин


Температура, ®F

Рис. 4.24. Зависимость растворимости С02 в ДЭГе от парциального давления

Рис. 4.26. Зависимость растворимости С02 в ТЭГе от парциального давления

ках цифры на кривых обозначают парциальное давление сероводорода в газовой смеси.

В результате контакта сероводорода и двуокиси углерода с гликолем последний с течением времени становится кислым и усиливает коррозию оборудования и труб. Наиболее интенсивная коррозия наблюдается в вентилях и изгибах трубопроводов. Возникший коррозионный процесс может носить характер коррозионного износа, язвенной коррозии или коррозионного растрескивания под влиянием водорода. Данные о влиянии кислых компонентов на коррозионную активность приведены в табл. 4.24.

Вспенивание гликоля при обработке высокосернистого газа встречается чаще, чем при обработке нейтрального газа. Это объясняется растворением в гликоле кислых газов, засорением его продуктами коррозии, ингибитором коррозии и растворителем серы, закачиваемым в скважину. Вспенивание гликоля особенно усиливается при повышенных температурах и выделении из него растворенных газов. Предварительное разгази-рование гликоля при выветривании способствует снижению его всиениваемости в блоке регенерации.

Применение антивспенивателей не приводит к значительному снижению вспениваемости гликолей в блоке регенерации, поскольку эти вещества быстро теряют свои свойства при высоких температурах.

Наилучшим методом снижения вспениваемости считается очистка гликолей от загрязнителей перед их поступлением в блок регенерации. Фильтрацией гликолевых растворов можно очищать их от загрязнителей. В качестве фильтрующего элемента применяют активированный уголь. Насыщенный уголь рекомендуется регенерировать с помощью водяного пара.

Табли ца 4.24

Коррозионная активность гликолей, содержащих кислые компоненты (сталь углеродистая, продолжительность опыта 40 сут)

Гликоль

pH

Содержание кислых компонентов

Скорость коррозии, м км/год

в начале опыта

в конце опыта

в начале опыта

в конце опыта

ДЭГ

8,00

6,00

0,5

1,0

Отсутст

ДЭГ

8,00

7,20

0,5

1,0

вует То же

ДЭГ

8,00

5,50

0,5

1,0

13,2

ДЭГ

8,00

5,50

0,5

1,0

11,2

ТЭГ

4,70

5,50

0,5

1,0

17,0

тэг

4,70

4,80

0,5

3,5

40,6

Таблица VI.1 Технические характеристики манометров типа МО и МТИ

Показатели

МО 0,16

МО 0.25

МО 0.4

МТИ 0,6

МТИ 1.0

Верхние пределы измерения, кгс/см2

1; 1,6; 10; 16; 160; 250

2,5; 25; 40; 400; 600

4; 6; 60; 100

1; 1,6; 6; 10; 40; 60; 160; 250; 600; 1000

2,5; 4; 16; 25; 100; 400; 1600

Рабочая температура, °С

20—3

20±5

20—3

Допустимая температура, °С

Юн-35

от —50 до +60

Диаметр корпуса, мм

250

160

Допустимая относительная влажность воздуха, %

До 80

Допустимая скорость изменения давления, %/с

До 1

Назначение

Для измерения избыточного давления нейтральных по отношению к латуни, бронзе и конструкционной стали жидкостей и газов

Манометр должен быть установлен в вертикальном положении.

Вся измерительная линия должна быть герметичной.

В схеме соединения необходимо предусмотреть два вентиля на соответствующее давление. Один — для отключения манометра от измеряемой линии, другой — для выпуска газа из манометра перед демонтажем. Манометр должен быть укрыт от действия прямых солнечных лучен.

Присоединение образцовых манометров к местам измерений допускается одним из следующих способов.

Непосредственно к точке измерения — если отсутствуют агрессивные примеси в измеряемой среде и температура измеряемой среды и окружающего воздуха не отличается от температуры, при которой оттарирован данный образцовый манометр более чем на 3°С.

Через трубки высокого давления — при температуре измеряемой среды, превышающей допустимую температуру для образцового манометра.

Через трубки высокого давления и ловушку — если в измеряемой среде присутствуют агрессивные примеси. В этом случае все необходимые детали схемы должны быть изготовлены из соответствующего антикоррозионного материала.

Выбор предела измерения манометра зависит от давления измеряемой среды. Предпочтителен образцовый манометр с таким пределом измерения давления, когда стрелка манометра в процессе измерения располагается в средней трети шкалы.

Уход за образцовыми манометрами должен включать в себя мероприятия по содержанию его в чистоте, исправности. Его следует оберегать от тряски и ударов. Необходима периодическая тарировка манометров на образцовых поршневых манометрах типа МОП класса точности 0,05 согласно заводским инструкциям. Периодичность поверки манометра зависит от характера исследований, условий его хранения и транспортировки; при непрерывной работе манометра — раз в месяц, при перевозке на разовые исследования в полевых условиях — раз в педелю; для особо ответственных исследований — перед каждым из них.

VI. 1.2. Дифференциальные манометры

Для измерения перепадов давления используют дифференциальные манометры. Наиболее распространены жидкостные, поплавковые, мембранные и силь-фонные дифманометры. В газовой промышленности дифманометры применяются в основном в расходомерах. Поэтому принцип действия и порядок установки диф-манометров изложен в пункте по измерению дебита скважин.

VI. 1.3. Глубинные манометры с местной регистрацией давления

Пластовые и забойные давления, а также давления на любых глубинах в стволе скважины между устьем и забоем измеряются и регистрируются глубинными манометрами. Промышленность выпускает глубинные манометры нескольких типов с местной регистрацией, разработанных институтом ВНИИКАНефте-газ.

Глубинные прецизионные манометры нормального ряда МГН-1.

Эти манометры пружинно-поршневого типа предназначены для выполнения точных измерений давления и его изменений (рис. VI.2). Под действием давления в скважине поршень 16 совершает поступательное движение, а для снятия статических нагрузок и повышения точности измерения давления — вращательное. Периодичность вращения поршня осуществляется автоматическим прерывателем электронного типа 9, смонтированным в корпусной трубе 10. Время остановки вращения поршня регулируется от нуля (непрерывный режим вращения) до 5—6 мин путем поворота руччи 6 со шкалой 7, снабженной делениями, указывающими задаваемую паузу. Рекомендуемый режим согласован с временем работы часового привода и может быть выбран согласно табл. VI.2.

Таблица VI.2

Время работы часового привода по режимам

Показатели

Время работы

часового привода, ч

2

4

8

15

30

60

120

250

Обозначение режима работы на шкале

0

1

2

3

4

Р*

О

л

о

7

Само вращение поршня обеспечивается электродвигателем постоянного тока 11, питаемого батареями сухих элементов 4. От электродвигателя через редуктор 12 вращательное движение передается измерительной пружине 15, жестко связанной свободным концом с поршнем. Второй конец пружины соединен с валом 13, укрепленным в радиально-упорном подшипнике, и имеет возможность только вращательного движения.

Перемещение поршня, пропорциональное давлению в скважине, записывается пером на диаграмме, укрепленной в барабане 19 часового привода 20.

режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Диаметр НКТ определяется в зависимости от ожидаемого максимального рабочего дебита, максимально допустимой рабочей депрессии в стволе скважины (ДС1ЛЙХ = р, — рг) и соответствующих скоростей, обеспечивающих вынос твердых и жидких примесей с забоя на поверхность.

Значение Лсшах определяют' в соответствии с требуемым минимально допустимым давлением на устье р,. и выбирают в каждом случае соответственно местным условиям.

По мере подъема газа по НКТ скорость его движения возрастает, поэтому минимально допустимая скорость определяется для нижнего сечения НКТ. Если определенная для этого сечения скорость будет обеспечивать вынос жидкости, то, очевидно, она будет достаточной для дальнейшего выноса примесей по НКТ.

Скорость у башмака НКТ

V = -g_- 4-0,10131107Q7^ = o>52^_ м/С|    (3    30)

Ррл 86400- 273л?>2р,    Z>2p3

где Q — рабочий дебит скважины; F — площадь сечения НКТ, Г = %D2/4; D диаметр НКТ; р3 — забойное давление; Т — забойная температура таза; z — коэффициент сверхсжимаемости газа для условий р3 и Гч. Согласно опытным данным минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя скважины составляет 5—10 м/с. Принимая v ~

10 м/с, из уравнения (3.30) получаем формулу для диаметра фонтанных труб

D - 0,228 1^.

У Рл

Фактический диаметр выбирается из стандартных размеров.

Далее для выбранного фактического диаметра НКТ определяется депрессия в стволе скважин;

Дс=А_.^-^

е-

Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину. Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой проб-

Z


X

л


*г/ Ар*!,»!

II hvkl,ml


Рис. 3.16. Схематический разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:

J-IV — пачки пласта различной толщины Л, проницаемости к и пористости т\ I — жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 — башмак колонны НКТ; 3, 4 — кровля и подошва пласта соответственно


ки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4} очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А, В и величину Окр.

Я/ *3,


IV А4>*4,л<4


На рис, 3.16 приведен схематический разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины h, проницаемости к и пористости т. При добыче газа из пласта он будет отбираться из / и частично из II пачек, поскольку III и IV пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В / и II пачках наблюдается наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае / и П пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из III и IV пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, а технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.

Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации — Ь) в скважине при Q — 860 тыс. м3/сут:

h = 19,5 - 0,2121/,    (3.31)

где I = — Ь)100/Д %; Н — толщина пласта, м; b ~ рас-

Для контроля качества гликоля требуется регулярно определять pH среды. Иногда для борьбы с окислением гликолей в раствор добавляют специальные реагенты.

При проектировании установок для осушки высокосернистых соединений необходимо предусмотреть также возможность установления емкости для отделения продуктов коррозии.

Следует отметить, что на надежную эксплуатацию установок осушки высокосернистых газов влияет выбор материала для тех частей установки, которые непосредственно контактируют с высокосернистым газом. С увеличением прочности сталей их чувствительность к водородной коррозии растет.

Потоки газа, имеющие скорость свыше 20 м/с, могут вызвать эрозию материала коммуникаций. Поскольку эрозия в несколько раз ускоряет коррозию, необходимо, чтобы скорость не превышала указанных пределов.

Установки осушки газа должны отключаться каждые 12-18 мес. для ремонта, очистки и контроля в первую очередь тех узлов, которые контактируют с сероводородсодержащим газом.

Требуемая глубина осушки кислых газов зависит от их дальнейшей переработки. При добыче слабокислых газов их необходимо осушить до точки росы в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 51.40-93, так как из таких газов не требуется извлечения сернистых соединений перед подачей потребителям.

Малосернистые, сернистые и высокосернистые газы при транспортировке от промыслов до газоперерабатывающих заводов в присутствии воды вызывают интенсивную коррозию труб. Поэтому перед подачей в продуктопроводы такие газы необходимо осушить. Глубокая осушка газов на промысле нецелесообразна, так как на установках очистки газа от кислых компонентов происходит их повторное увлажнение.

Опыт эксплуатации сероводородсодержащих месторождений показывает, что снижение влагосодержания газа до 60 % его равновесного значения резко уменьшает скорость коррозии труб и обеспечивает надежную работу продуктопровода от промысла до газоперерабатывающего завода.

При определении степени осушки газа на промыслах необходимо учесть возможное снижение температуры газа во время его транспортирования с тем, чтобы исключить конденсацию паров воды в газопроводе, так как наличие воды в жидкой фазе увеличивает скорость коррозии.

Большинство установок, введенных в эксплуатацию до середины 70-х годов, не отвечают требованиям по защите окружающей среды. Растворенные в ингибиторах гидратообразования и конденсате сероводород, меркаптаны и другие сернистые соединения при их обработке часто выделяются в виде низконапорных газов и сжигаются. Наряду с потерями сернистых соединений это приводит также к загрязнению окружающей среды.

Из числа разработанных в последние годы схем осушки кислых газов можно указать схемы с выделением сероводорода из насыщенного раствора гликоля при высоких давлениях и утилизации кислых газов с использованием энергии раствора гликоля [32, 33].

Вариант 1. В этом варианте схема установки обеспечивает получение бессернистого газа на собственные нужды (рис. 4.27). Способ может применяться в тех случаях, когда на промысле отсутствует источник бессернистого газа. По схеме часть газа очищается с использованием раствора гликоля до приемлемого уровня, затем этот газ используется в качестве топлива на промысле.

Сероводородсодержащий газ поступает в сепарационную часть абсорбера А-101, где от него отделяется капельная жидкость. В абсорбере газ осушается с высококонцентрированным раствором гликоля.

Часть сырьевого газа подается для очистки от сероводорода в абсорбер К-302, где в качестве поглотителя используется раствор ДЭГа. Очищенный от сероводорода газ подогревается до температуры 140 °С за счет тепла ДЭГа и разделяется на два потока. Один поток после дросселирования до давления 0,3 МПа используется в качестве топлива в огневом испарителе и отдувочного газа в отпарной колонне К-301.

Насыщенный влагой гликоль, содержащий сероводород, проходит выветриватель В-303, рекуперативный теплообменник Т-301 и поступает в отдувочную колонну К-301. Здесь производится отдувка сероводорода с использованием части очищенного газа при давлениях, близких давлению в абсорбере А-101. Отработанный отдувочный газ возвращается повторно в абсорбер. Таким образом происходит циркуляция поглощенного в абсорбере сероводорода в контуре установки, что улучшает экологическую характеристику установки.

Регенерированный раствор гликоля, отводимый с низа де-сорбера Д-201, сначала используется в качестве абсорбента для очистки части сырьевого газа от сероводорода в колонне К-302, затем подается в абсорбер для извлечения из газа влаги.

Вариант 2. Этот вариант отличается тем, что дегазация насыщенного раствора гликоля производится в две ступени при

Для этого каретка с пишущим пером 18 соединяется с поршнем посредством шарнира 17 и имеет возможность только поступательного перемещения по направляющим, выполненным в виде натянутых струн. Разделитель лабиринтного типа 14 состоит из трубок, расположенных К0нцснтричн01 н предохраняет внутреннюю

полость маноблока эт проникновения внешней среды. Конструкция разделителя обеспечивает возможность быстрой разборки для промывки рабочих полостей, а также для заполнения маноблока рабочей жидкостью без нарушения градуировки манометра. Перед заполнением маноблока жидкостью необходимо отсоединить его от трубы 10, поставив прибор в вертикальное положение.



Блок питания электродвигателя состоит из четырех элементов 4, соединенных последовательно, выключателя 2 и сосуда 3 с легкокипящей жидкостью. Повышение рабочей температуры вызывает испарение жидкости, приводит к повышению давления в блоке питания и препятствует выходу источников питания из строя. Электрическая цепь образуется корпусом прибора и токопроводом 5.

Подготовка прибора для проведения измерений в скважинс состоит в смене диаграммного бланка, заводке часового привода и включении цепи электропитания путем поворота выключателя 2. При необходимости следует промыть мано-блок и заполнить его маслом. Режим работы прерывателя устанавливается обычно перед выездом на скважину в лабораториях КИП или в лабораториях бригад по исследованию. Там же проверяется пригодность источников питания. Техническая характеристика манометров МГН-1 приведена в табл. VI.3.

Для проведения поинтервальных измерений давления можно использовать глубинный поршневой малогабаритный манометр МПМ-4, (рис. VI.3), если его технические характеристики соответствуют существующим конкретным условиям. Конструктивная особенность этого прибора—отсутствие часового механизма. Вращение поршня с пером осуществляется электродвигателем, питаемым от бата-

Рнс. VI.2. Глубинный нанометр МГН-1.

хвостовик; 2 — выключатель питания: 3 — сосуд с легкокнпящей жидкостью; 4 — источники питания; 5 - токопровод; 6 — ручка; 7 — шкала; 3 — диск; 9 — автоматический прерыватель; 10 — корпусная труба;, II — электродвигатель; 12 — редуктор;" 13 — промежуточный вал; 14 — лабиринтный разделитель; 15 — измерительная пружина; 16 — поршень; 17 — шарнир. 18 — каретка с пишущим пером; 19 — барабан с диаграммным бланком; 20 — часовой привод; 21 — амортизатор; 22 — наконечник

Рис. VI. 3. Глубинный малогабаритный манометр МП М-4.

/ _ труба; 2 — барабан; 3 — перо: 4 — поршень; 5 — пружина; 6 валнк; 7 — разделитель; 8 — редуктор; 9 — двигатель

Рис. VI.4. Глубинный манометр нормального ряда МГН-2

стояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (3.31) следует, что максимальная высота песчаной пробки /?md* = 19,5 м при 1 = О = Н) (т.е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта) и h = 0 при 1 = 92 % (Ь — 8 % от Н) (т.е. когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации).

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

о, imi/ipjL-h)

Р,ге ^ +ржд11 = рлР

где рзт и р3 — измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и забое скважины соответственно; р — относительная плотность затрубного газа по воздуху; z, Т — средние по глубине скважины соответственно коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; h — высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h} (в м) можно определить по уравнению Ю.П, Коротаева

Л, =--,    (3.32)

АО/п + кхог

где О — расход газа в рабочих условиях (р3, t3), м3/с; К5 — экспериментальный коэффициент, /С, = 0,5 м/с; D — внутренний диаметр НКТ, м; I — длина колонны НКТ, м.

3.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

Оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборник сети, подвески насос-но-компрессорных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, а также для установления, регулирования и поддержания заданного режима скважины.

Устьевое оборудование состоит из колонной головки, трубной головки и елки, штуцеров, манометров, термометров, регулирующих и предохранительных клапанов и т.д. Кроме того, для удобства открытия и закрытия задвижек, смены штуцеров и проведения исследований на устье монтируются специальные мостки.

Колонная головка предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора между собой и герметизации межколонного пространства. Колонные головки выпускаются на рабочее давление 7,5; 12,5; 20,0; 30,0; 35,0; 70,0;

100,0 МПа. Пробное давление обычно составляет 200 % от рабочего, за исключением последних двух, для которых пробное давление составляет 150 %.

На рис. 3.17 дана схема колонной головки на шлипсах. В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шли псы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна. Для гер-

Рис. 3.17. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсоным креплением обсадных колонн:

/ — широкоопорный пьедестал; 2 — опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 — шлипсы; 4, 7 — нижнее и верхнее кольца; 5 — отводной патрубок; б — уплотнение; 8 — нажимная гайка


4


КХ-201

1]

ь

r^s^>—^

а


ЧЧ—1*^1

J?7$ 4=Ьг~1

bj 5

in га


._ij ь Т-

- к

. .. Q.


Q>

-    ? ЧХ-lg

^    4)    %

?3

____J

2

?


хЫ «Й

VT I

I о^5 §«=§

Н ию^ я о Я >0 ^ tV Я Р5 В

2 = ? сз

О* H-

j о о


¦ г! .

й, I 'О 125 ¦»*

S *1Ц I &

& т; к oA

различных температурах (рис. 4.28). Благодаря этому обеспечивается избирательное выделение поглощенных компонентов из раствора. Режим первого выветривателя В-1 обеспечивает выделение из газа преимущественно метана. Газ дегазации содержит минимальное количество сероводорода. Подача такого газа на факел особых проблем не вызывает. Во втором вывет-ривателе В-2 из раствора выделяется основное количество поглощенного сероводорода. Включение в схему установки более мощного насоса Н-1 обеспечивает инжектирование газа выветривания с верха В-2, Далее раствор гликоля дополнительно охлаждается в холодильнике Х-1 и поступает в буферную емкость Е-1. Такая схема рециркуляции практически сводит к минимуму содержание сероводорода в газе, отводимом с верха емкости Е-1. Следовательно, и этот вариант уменьшает сброс сернистых газов в атмосферу.

Давление активного потока, в данном случае регенерированного раствора ДЭГа, обеспечивающего требуемое давление смеси на выходе из эжектора Э-1, определяется по уравнению

Рис. 4.26. Технологическая схема установки осушки газа (а. с. СССР № 1112203):

К-1 ~ абсорбер; В-1, В 2 - дегазаторы; Х-1 - холодильник; Т-1, Т-2 - рекуперативные теплообменники; Е-1 - буферная емкость; Э-1 ~ эжектор, БР -блок регенерации; Н~1, И-2 ~ насосы;

I - сырьевой газ; II - осушенный газ; III - насыщенный раствор гликоля; IV-VI - газы выветривания; VII - регенерированный раствор гликоля

Таблица VI.3 Техническая характеристика манометров МГН-1 и МПМ-4

Показатели

МГН-1

МПМ-4

Пределы измерения давления, кгс/см2

2—40; 3—60; 5—100;

1—50; 5—120;

8—160; 10—200;

10—180; 10—250

12—250; 15—300

Максимальная рабочая темпера

100

+ 60

тура, °С

Приведенная погрешность, %

0,1-0,25

0.5

Порог чувствительности, кгс/см2

0,1% от верхнего

0,006—0,4

Рабочий ход поршня, мм

предела

юо±ю

100

Длина, мм

1800

1460

Диаметр, мм

32

25

Масса, кг

15

2,9

реи источников тока, через редуктор со скоростью примерно 1 об/10 мин, причем скорость вращения поршня нестабильна. Техническая характеристика манометров МПМ-4 приведена в табл. VI.3.

Геликсные глубинные манометры выпускаются промышленностью в модификации нормального ряда манометров МГН-2. Их конструкция разработана с учетом опыта эксплуатации ранее созданных отечественных и лучших образцов зарубежных приборов аналогичных типов, а применение предпочтительнее для измерения высоких давлений при повышенных температурах.

Манометр МГН-2 (рис. VI.4) состоит из двух основных узлов — манометрического блока и механизма записи. Маноблок состоит из сильфонного разделителя 1, геликса, воспринимающего давление в скважине 2, зубчатой муфты 3 и передаточного валика 4, вращающегося в шарикоподшипниках 5 и 6. Все эти детали смонтированы в переходниках 7 и 8 и трубе 9. Механизм записи размещен в корпусе 10 и переходнике 7. Он состоит из часового механизма 11, редуктора 12, барабана записи 13 с гайкой 14, ходовым винтом 15 и плавающей опорой. Барабан опирается тремя выступами на кромки направляющих пазов корпуса 10 и прижимается к ним пружиной. Перодержатель связан зубчатой муфтой с передаточным валиком 4. Для выбора люфта держатель центрируется относительно барабана направляющей трубой, скользящей опорой и пружиной. Доступ к барабану записи и редуктору обеспечивается через съемную крышку механизма записи, закрепленную упором и пружинным фиксатором. К прибору придается унифицированная термометрическая секция с максимальным термометром и амортизационным устройством.

Барабан перемещается по направляющим под действием собственней массы, но скорость его хода регулируется ходом несамотормозящегося винта, передаточным отношением редуктора и частотой вращения вала часового привода, играющих роль спускового устройства. Наличие редуктора и двух сменных винтов с различным ходом обеспечивает получение четырех масштабов записи при использовании одного часового привода.

В приборах, предназначенных для газовых скважин, сильфон можно заменить фильтром. В этом случае наружное давление поступает непосредственно в ге-ликс, что несколько повышает точность показаний. Технические данные манометров МГН-2 приведены в табл. VI.4. Дифференциальные глубинные манометры применяются для измерения и регистрации небольших изменений давления. В газовых скважинах их можно использовать для регистрации КВД, кривых стабилизации давления, поинтервальных измерений давления по стволу скважин от устья до забоя.

Таблица VI.4 Техническая характеристика манометров типа МГН-2

О

о

о

о

о

о

о

о

О

¦п

ю

о

о

о

о

—«

*—

<N

4t*

00

Показатели

сч

сч

Cl

X

Cl

CN

X

С!

X

X

X

X

U

U

I—.

u.

u

t-i

2

?

s

?

?

0—100

0—G00

0—800

0—1000


0—400


0—1(30


0—250


От 20 до 160 +0,4


0,6


1,5


0,1


0,3


0,125

16

Бумага

диаграмм

ная

1500

32


0,25

8


| 1800


750

36


Пределы измерения давления, кгс/см2 Рабочие температуры, °С Основная приведенная погрешность, %

Порог чувствительности, кгс/см2

Длина записи по давлению, мм

Длина записи по времени, мм

Масштаб записи, мм/мин Продолжительность записи времени, ч * Материал бланка


Длина, мм ** Диаметр, мм Масса, кг


Фольга металлическая с покрытием


0,5

4

2


1550    |

I

Не более 10


От 20 до 100 +0,25


0,2

50—5


120+ 5


4Г>±5


0,6


• Время записи 16 ч соответствует масштабу записи 0,125; время записи 8 ч — масштабу 0,2 5 и т. д. при условии применения часового привода типа 27ЧП.

•* Длина прибора без термометрической секции.

В настоящее время намечаются к серийному производству дифманометры с силовой компенсацией конструкции ВНИИКАНефтегаза. Принцип действия этих приборов состоит в измерении деформации упругого элемента, уравновешивающего измеряемое давление. Основные узлы днфманометров «Самотлор-1» и сСелнгер-1» (рис. VI.5): блок регистрации с часовым приводом, силовой и электронный блок, контактный нуль-орган с сильфонным разделителем, блок питания, состоящий из батарей сухих элементов или аккумуляторов.

Оба прибора требуют предварительной зарядки сжатым газом, давление которого с учетом температурной поправки определяется статическим давлением нг заданной глубине. Прибор начинает работать после уравновешивания давления в скважине давлением зарядки. В дифманометре типа «Селигер» измеряемое приращение давления через впускной клапан воздействует па сильфонный разделитель, снабженный подвижным контактом. Замыкается правый контакт, включается электродвигатель, выходной вал которого кинематически соединен с поршнем. Поршень перемещается вниз, сжимая воздух до тех пор, пока давление в камере не станет равным измеряемому. После этого цепь размыкается и двигатель останавливается. Перемещение поршня регистрируется на диаграммном бланке, вставленном в барабан, вращаемый часовым приводом. При уменьшении измеряемого давления замыкается левый контакт и поршень перемещается вверх на ход, необходимый для выравнивания давлений в воздушной камере н в скважине.

Рис. 3.18. Оборудование устья скважины крестовиковой (а) и тройниковой

арматурой:

/ — фланец; 2 — уплотнитель; 3 — буфер; 4 — вентиль; 5 - манометр; 6 -задвижка; 7 — крестоиина; 8 тройник; 9 — штуцер; /0 — катушка

метизации межтрубного пространства в опорном пьедестале лад шлиисами установлен сальник, состоящий из газонефте-стойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8.

В зависимости от конструкции скважины, числа обсадных колонн для обвязки устья применяют различное оборудование. Распространение получили три схемы обвязки.

По первой схеме обвязывается устье скважин одноколон-

ной конструкции для колонн диаметром 114 и 168 мм на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм, навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны.

ioVa lA J

V


где pa - давление на выходе из насоса Н-1, МПа; рс - давление смеси на выходе из эжектора, МПа; рт - давление эжек-тируемого газа, МПа; Тт - температура эжектируемого газа, К; К - коэффициент эжекции, численно равный соотношению масс газа и жидкости; рж - плотность жидкости, кг/м3; T|t “ изотермический КПД эжектора, Т|, = 0,35-0,40; ср ~ удельная теплоемкость газа, кДж/(кг • К); А - термический эквивалент механической работы, А = 0,00981 кДж/(кг • К).

Обе схемы базируются в основном на типовом оборудовании, применяемом для обработки бессернистых газов. Но наличие сероводорода в газе обусловливает использование новых аппаратов. Включение в схемы процесса отдувки сероводорода, компрессии и рециркуляции кислых газов оказывает влияние на их энергетические показатели.

Комбинированная схема осушки сернистого газа и конденсата» Технологическая схема (рис. 4.29) использована на промысле для осушки газа и очистки конденсата от основного количества сероводорода.

Для испарения жидких углеводородов и предотвращения гидратообразования перед подачей в абсорбер газ нагревают до

29 “С.

ш


Рис. 4.29. Комбинированная схема осушки сернистого газа и конденсата:

K-f - абсорбер; К-2 - отпарная колонна; К-3 ~ десорбер, Т-1 - теплообменник;

/ - сырьевой газ; II регенерированный раствор гликоля; III ~ осушенный газ; IV - сероводородсодержащий отдувочный газ; V - нагретый отдувочный газ; VI - частично обессеренный конденсат; VII ~ обессеренный НДЭГ на регенерацию; VIII - сернистый НДЭГ; IX - сернистый газовый конденсат; X - вода


Абсорбер работает под давлением 4,6 МПа. На выходе из абсорбера точка росы газа по воде составляет -*7 °С. Подача такого газа от промысла до завода исключает интенсивную коррозию газопровода. Для осушки газа используют раствор ДЭГа. Перед десорбцией насыщенный раствор ДЭГа поступает в колонну К-2, где очищается от поглощенных сернистых соединений путем применения бессернистого газа, нагретого до 105 °С при давлении 4,67 МПа.

Содержание сероводорода в ДЭГе до очистки составляет 480 г/л. Степень извлечения сернистых соединений из гликоля в колонне К-2 составляет 99 %.

Расход отдувочного газа - 11 328 м3/сут.

Конденсат, выводимый из сепаратора, поступает в колонну К-3. Для выделения из конденсата сероводорода в низ колонны подается горячий отдувочный газ в количестве 1,3 м3/л.

При очистке содержание сернистых соединений в конденсате снижается с 20 до 3 %. Одновременно происходит также осушка конденсата, что облегчает его дальнейший транспорт и переработку.

В колоннах К-2 и К-3 значение давления выбирают несколько выше, чем в абсорбере К-1. Это обеспечивает подачу отработанных потоков отдувочного газа в абсорбер без помощи компрессора. При этом более влажный поток отдувочного газа подают в сепарационную секцию абсорбера. Потери ДЭГа на установке составляют 32 г/1000 м3.

4.10. ОСУШКА ГАЗА ПРИ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ КОНТАКТА

Известно, что “Нормы технологического проектирования” ОНТП 1-86 ограничивают нижний предел температуры контакта. Это связано с тем, что наибольшая депрессия по точке росы получается при его осушке раствором гликолей вязкостью не более 80-90 сСт. При повышении вязкости раствора ухудшается массообменный процесс между газом и осушителем.

Для достижения равновесия требуется больше теоретических ступеней контакта. С учетом этого положения получена графическая зависимость между температурой контакта и допустимой концентрацией растворов ДЭГа и ТЭГа (см. рис. 4.11). На этом рисунке на оси абсцисс приведены значения концентрации гликоля, при которых достигается равновесная

Рйс. VI.5. Глубинные дифманометры. й — ТЙ^гТа''<(Самотлор-1»; б — типа «Селигер-1»

Глубинный дифманометр типа «Самотлор» также заполняется сжатым газом. Однако измерение приращений давления осуществляется не за счет изменения объема камеры противодавления, а за счет деформации винтовой цилиндрической пружины. При включении контактов электродвигатель, выходной вал которого парой винт—гайка соединен с измерительной пружиной, деформирует ее до тех пор, пока натяжение пружины не уравновесит силу, действующую на разделительный сильфон, с измеряемым давлением.

Предел измерения, масштаб записи и чувствительность дифманометра не зависят от давления зарядки, так как они определяются упругой деформацией измерительной пружины.

Операции по подготовке глубинных дифманометров и проведению измерений совпадают с аналогичными операциями для глубинных манометров пружинпо-поршневого типа.

В табл. VI .5 приведены технические характеристики глубинных дифманометров типа «Селигер-1» и «Самотлор-1».

Таблица VI.5

Техническая характеристика глубинных дифманометров

Показатели

«Селигер-1»

сСакотлор-1*

Максимальное рабочее давление,

400

250

кгс/сма

Диапазон измерения

20-т-30% давле

2,5ч-12 кгс/см2

Порог чувствительности, кгс/см2

ния зарядки

0,02

0,002

Верхний предел рабочей температу

+ 100

-И 00

ры, °С

Длина, мм

1600

2000

Диаметр, мм

36

36

Масса, кг

10

12,5

Зарубежные фирмы «Лойтерт» (ФРГ), «Кастер» и «Амерада» (США) изготовляют и поставляют глубинные манометры с местной регистрацией нескольких типов. Основные технические характеристики этих приборов приведены

в табл. VI.6.

Пружинно-поршневые глубинные манометры типа М-57 выпускаются фирмой «Лойтерт», а геликсные — фирмами «Амерада» (РПГ-3) и «Кастер» (К-2, К-3, К-4).

Глубинные манометры с дистанционной регистрацией показании будут рассмотрены пнлее в группе комплексных приборов.

Поверка манометров всех типов проводится с целью определения зависимости между измеряемым давлением и показанием прибора. При этом определяются погрешность прибора, порог чувствительности и температурная поправка. Все эти данные заносятся в паспорт прибора. Образцовые приборы тарируются в органах Госстандарта СССР. Повторная поверка глубинных манометров проводится по методике, согласованной с Госстандартом СССР, через 15—20 измерений. При этом необходимо применять следующие приборы и оборудование.

Грузопоршневые образцовые манометры класса точности не ниже 0,05.

Термостатарующую установку с максимальной температурой термостатиро-вания не ниже верхнего предела рабочей температуры с точностью поддержания не ниже ±2 ЭС.    ¦

Микроскоп измерительный или компаратор с точностью отсчета не ниже 0,01 мм и пределом измерения до 200 мм.

Хронометр по ГОСТ 8916—77.

Комплект термометров Б-IV № 2—6 ГОСТ 215—73.

Па второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 273 x 168 мм и 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек, гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 462 х 273 х 168 мм; 426 х 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, шести клиньев диаметром 273 или 299 мм для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм и катушки.

Дли второй и третьей схем имеются три размера колонны головок на рабочее давление 12,5; 20,0 и 30,0 МПа. Все колонные головки состоят изх корпуса, катушки, четырех клиньев и других деталей.

Конструктивные особенности колонных головок состоят в том, что промежуточные и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях, что позволяет контролировать давление в межтрубном пространстве; фланцы уплотняются при помощи металлических прокладок из малоуглеродистой стали овального сечения; отдельные элементы конструкции можно опрессовывать на скважине.

На колонную головку устанавливаются трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для подвески насоснокомпрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Иногда трубная головка вместо нижнего фланца имеет внутреннюю резьбу, с помощью которой она навинчивается непосредственно на обсадную эксплуатационную колонну. Фонтанная елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка предназначена для освоения скважины, контроля и регулирования ее режима и закрытия скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройникового типа — тройник. На ней монтируются штуцера, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель. Последний предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсе-кателя типа К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувство вительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давления до и после заслон* ки.

На рис. 3.18 изображены трубные головки и фонтанные елки крестовикового и тройникового типов. Междутрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации. Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании, неуравновешена. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации обычно нефтяных скважин — при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на режимах, при которых выносится песок, недопустима. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины. Возрастание дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Разработан комплекс устьевого оборудования для высоко-дебитных скважин газовых месторождений (3.19), который состоит из; блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/ 160 х х210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой 3, автоматическими отсекателями 2 и утло-точка росы в абсорбере, имеющем 1,5 теоретической ступени контакта. Кривые получены при степени насыщения раствора ДС = 2 %.

При более низких температурах газ также можно осушить до точки росы. Однако в этом случае для достижения степени разбавления на 2 % потребуется увеличить число теоретических ступеней контакта.

На практике в ряде случаев возникает необходимость применения абсорбционного процесса осушки природных газов при низких температурах. В первую очередь это требуется при подготовке газа к транспорту в районах многолетнемерзлых пород, когда охлаждение газа является обязательным элементом технологической схемы УКПГ. Кроме того, в районах Крайнего Севера газ поступает на УКПГ при относительно низких температурах контакта - ниже 15 "С. (Согласно ОНТП

1 ~86, при температурах газа ниже 15 “С необходимо предусмотреть подогрев его перед подачей.)

В связи с изложенным во ВНИИгазе проведены экспериментальные работы по изучению закономерности процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Опыты проводились при давлении 3 МПа и расходе газа 125-150 м3/ч. Целью экспериментов было определение режима, при котором достигается точка росы газа по ОСТ 51.40-83 и удельного расхода раствора гликоля, обеспечивающего равновесие в системе. Результаты опытов приведены в табл. 4.25 и на рис. 4.30-4.32.

Таблица 4.25

Результаты обработки экспериментальных данных по осушке газа при низких температурах контакта

Номер

опыта

Влагосодержание гада, г/м3

м, °с

С,,%

ДС = с,-с,

%

д, кг/кг

исходного

ь,

осушенного

1

0,1925

0,0493

19

90,83

2,17

42,1

2

0,1925

0,0454

20

91,10

1,90

47,9

3

0,1925

0,0420

20,5

91,33

1,67

54,8

4

0,1925

0,0625

16

88,27

1,73

54,5

5

0,1925

0,0532

18

88,52

1,48

60,1

6

0,1925

0,0454

20

88,57

1,43

63,6

7

0,140

0,0420

16

88,16

1,84

30,6

8

0,140

0,0386

17

88,76

1,25

39,1

9

0,140

0,0330

19

88,77

1,23

72,1

10

0,0958

0,0386

12

88,53

1,45

61,2

11

0,0958

0,0359

13

88,59

1,41

68,4

12

0,0958

0,0305

15

88,84

1,16

84,2

Номер

опыта

Влагосодержание газа,

г/м3

<м, °с

С,. %

ДС = с-с,, %

gr кг/кг

исходного

ь,

осушенного

ь,

13

0,0958

0,0238

18

89,14

0,86

104,2

14

0,0674

0,0386

7

89,15

0,85

104,2

15

0,0674

0,0330

9

89,26

0,76

116,3

16

0,0674

0,0259

12

89,43

0,57

156,6

17

0,0674

0,0220

14

89,45

0,55

163,0

18

0,1925

0,0674

15

83,29

1.71

48,4

19

0,1925

0,0578

17

83,61

1,48

60,1

20

0,1925

0,0493

19

83,68

1,23

63,5

21

0,1400

0,0493

14

83,12

1,88

44,1

22

0,1400

0,0386

17

83,38

1,62

51,3

23

0,1400

0,0330

19

83,80

1,20

70,2

24

0,0958

0,0420

11

83,87

1,13

74,3

25

0,0958

0,0386

12

84,04

0,96

87,4

26

0,0958

0,0359

13

84,24

0,76

110,2

27

0,0958

0,0306

15

84,37

0,63

133,2

28

0,0674

0,0386

7

84,31

0,69

121,5

29

0,0674

0,0330

9

84,44

0,56

145,3

30

0,0674

0,0281

11

84,49

0,51

165,4

31

0,0674

0,0238

13

84,63

0,37

231,7

Примечание.

- депрессия

по точке росы исходного н осушенного

газов, еС;

С, - массовая доля гликоля в насыщенном растворе, %; g -

расход абсорбента, кг/кг

извлеченной воды.

Согласно полученным данным раствором ДЭГа 90 %-ной концентрации при малых удельных расходах достигается осушка газа до точки росы, требуемой отраслевым стандартом ОСТ 51.40-93.

В режимах, когда в системе не достигается равновесие, с увеличением удельного расхода ДЭГа точка росы газа плавно снижается. Более глубокая осушка газа связана со значительным увеличением удельного расхода ДЭГа, особенно точки росы, соответствующей равновесию в системе. В последнем случае достигается меньшая степень насыщения раствора ДЭГа. Это проиллюстрировано кривыми на рис. 4.32. Кривая 1 пост-роена для процесса осушки газа раствором 90 %-ной концентрации, когда удельный расход раствора и, следовательно, степень его насыщения соответствуют режиму осушки газа до точки росы -20 “С. Кривая 2 соответствует равновесному режиму; в этом случае для осушки газа до равновесия требуется значительное увеличение расхода абсорбента. (Расчеты показывают, что увеличение числа тарелок в абсорбере позволило бы достичь равновесия в системе при более низких расходах раствора ДЭГа.) Аналогичные результаты получены при осушке газа раствором 85 %-ной концентрации.

Технические характеристики глубинных манометров зарубежных фирм

Показатели

М-57

РПГ-З

К-2

К-3

К-4

Пределы измерения, кгс/см2

55, 110, 160, 225, 320, 450, 550, 700

От 0—56

ДО

0—1550

От 0—70 до 0—1500

От 0—56 до 0—845

Погрешность, % от предела измерения

0,1—0,2

0,2

0,25

0,25

0,25

Максимальная рабочая температура, °с

160

370 (3 ч)

260

260

260

Длина записи параметра по оси времени, мм

200

127

76

100

63

Длина, мм

3500

1670

1130

1200

1070

Диаметр, мм

32—36

32

25,4

31,7

19

Масса, кг

15

6,8

2,7

4,0

2,27

Время непрерыв

5, 15, 30,

2, 3, 12,

3-6-12,

3-6-12,

3-6-12, 12-

ной работы, ч

90, 180,

24, 48,

12-24-48,

12-24-28,

24-48, 18-36

360

72, 120, 144, 168, 180. 360

30-60-120

30-60-120

72

Поверка манометра (рис. VI.6) проводится при температуре 20+5 °С и максимальной рабочей температуре с отклонением ±5 °С. Давление увеличивается ступенями с расчетом не менее 10 ступеней на весь диапазон измерения для дан-

Рнс. VI.6. Схема поверки манометра.

/ — термометр; 2 — глубинный манометр; 3 — баня; 4 — шток с тарелкой; 5 — образцовый манометр; 6 — масляный бак; 7 — гидравлический пресс; 8 — маховик

ного манометра при трехкратном повторении прямого и обратного ходов. Запись на диаграммном бланке должна иметь вид, аналогичный изображенному на рис. VI.7. Среднее давление определяется как среднеарифметическое из шести значений (трех для прямого и трех для обратного ходов) при комнатной и отдельно при максимальной температурах.

Давление определяется по формуле

Р — Рп (Рл+1 — Рп) ~y ,    (V1.3)

где рп — ближайшее к искомому меньшее градуировочное давление, определяемое по графику, кгс/см2; рп+1 —ближайшее большее градуировочное давление, кгс/см2; а — отрезок вертикальной линии, проведенной через точку температурной шкалы, соответствующую температуре измерения, ограниченный конечной точкой измеренной ординаты L и ближайшей нижней наклонной линией графика; Ь - - отрезок вертикальной линии, проведенной через точку температурной шкалы, соответствующую температуре измерения, ограниченный двумя наклонными линиями графика.

Фактическая приведенная погрешность определяется из выражения


g==±    I,пах ,100%,    (у1    4)

^max ср

где | a |ma> —максимальная погрешность прибора для всех ступеней давления, мм; Lmax ср — среднее значение ординаты для верхнего предела измерения, мм.

Чувствительность манометра определяется на трех ступенях давления, составляющих соответственно 10, 50 и 90% максимального давления. На каждой ступени добавляется давление, равное 0,2% верхнего предела измерения.

Смещение на линии бланка не должно быть менее 0,1 мм при прямом и обратном ходе. Чувствительность вычисляется по формуле

Время


Рис. VI.7. Форма записи на бланке


S = Al/Ap,    (VI.5)

где А1 — изменение сигнала на выходе, мм; Др — изменение давления, кгс/см2.

Более подробные сведения по проведению тарировки приборов приводятся в заводских инструкциях, поставляемых в комплекте к каждому прибору заводом-изготовителем.

VI.2. ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ

В процессе проведения газогидродинамических исследований измерение температуры газа проводится на устье (на работающей струне и в затрубье) и по стволу скважины.

На устье скважины использую~ся термометры расширения жидкостные (ртутные или спиртовые), устанавливаемые в специальные карманы, предусмотренные в фонтанной арматуре и в обвязке узла измерения дебита. Цена деления применяемого термометра не должна превышать 0,5 °С.

Температура газа в стволе скважины измеряется глубинными термометрами с местной или дистанционной регистрацией показаний. Эти термические исследования предусматривают: регистрацию геотермического градиента, установление распределения температурного поля в стволе скважины во время ее работы и остановки, выделение газоотдающих интервалов и оценку дебитов отдельных проплаегков.

Глубинные термометры, сконструированные и изготовленные различными организациями, при испытаниях показали схожие технические характеристики. По принципу действия их можно разделить на следующие.

Дилатометрические термометры, в которых для измерения температуры используется тепловое расширение тел.

Рис. 3.19. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин

выми регулирующими дросселями 1 на боковых отводах елки; трубной головки 4, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки СЖК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 К соответственно, давление

21 МПа.

В России Воронежский механический завод в 1992 г. освоил производство оборудования устья скважины, удовлетворяющего мировым стандартам. Фонтанная арматура АФ6В.100/80-70К3 может работать при давлении газа до 70 МПа, при температуре окружающей среды от —60 до + 43 "С, при объемном содержании сероводорода и диоксида углерода до 25 % каждого.

При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной струне. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках могут разъедаться клинкеты. В случае выхода из строя коренной задвижки смена ее требует глушения скважины. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, гак и при временной остановке скважины. Для других задвижек устанавливается следующий порядок открытия и закрытия их на елке. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. При сборке фонтанной арматуры на устье должно быть обращено внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности трубной головки, так как в случае ее ремонта или смены необходимо глушение скважины, Кроме того, неисправность фонтанной арматуры может служить причиной аварий, а несвоевременное устранение дефекта может привести к открытому фонтанированию скважины. На фонтанной арматуре устанавливаются два манометра: один на буфере для измерения рабочего и статического давлений в скважине, а дру-


Возможность осушки газа при температурах контакта до -2 °С была показана также на основании промышленных испытаний, проведенных на УКПГ-10 Уренгойского месторождения [24]. На установке в качестве осушителя использовался 95 %-ный раствор ДЭГа. При удельных расходах ДЭГа 1,2-

1,6 кг/тыс. мэ достигалась точка росы газа по влаге ниже -20 °С (табл. 4.26).

Сравнение данных табл. 4.25 и 4.26 показывает принципиальную общность результатов работ на опытной и промышленной установках.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что при низких температурах контакта возможна осушка газа до точки росы -20 "С с использованием 85-95 %-ных растворов ДЭГа. Для регенерации насыщенного раствора в этом случае не требуется вакуумная система. Кроме того, процесс осуществляется при низких удельных расходах осушителя.

В случае содержания в газе значительного количества метанола можно сохранить повышенный удельный расход абсорбента и обеспечить большую степень извлечения паров метанола из газовой фазы. Целесообразность такого решения в каждом конкретном случае решается отдельно на основании подробных технико-экономических расчетов.

О возможности реализации результатов опытов. Технология осушки газа при низких температурах контакта применительно к проектной схеме обработки газа может осуществляться в двух вариантах. В обоих вариантах в зимний период рекомендуется охлаждать газ с использованием АВО до температуры -1 ’С, а далее подавать его на доосушку по существующей схеме.

Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании газа раствором метанола и предусматривает подачу в АВО раствора метанола.

Второй вариант рекомендуется применять при отсутствии в системе сбора газа условий гидратообразования или если

Табли ца 4.26

Результаты промышленных опытов по осушке газа при низких температурах контакта

Режим

осушки

Часовой расход

L/V. кг/тыс. м1

Массовая концентрация ДЭГа,

%

р, МПа

t, “С

газа, тыс. m3(V>

ДЭГа, кг U)

7,4

-1,7

160

1320

8,25

95,5

7,4

-2,0

162

1540

9,51

95,4

7,3

-2,0

160

1760

11,0

95,0

Манометрические термометры, использующие зависимость изменения давления от температуры вещества, находящегося в сосуде постоянного объема.

Манометрические термометры, заполненные жидкостью с насыщенными парами.


Термометры сопротивления, в которых меняется сопротивление чувствительного элемента в зависимости от температуры.

Частотные емкостные термометры, в которых с изменением температуры меняется частота колебательного контура.

Институтом ВНИИКАНефтегаз разработаны глубинные конденсационные термометры нормального ряда ТГН-1 типа «Сириус» с местной регистрацией на базе геликсных манометров МГН-2.

Полость термоприемника глубинного термометра «Сириус» (рис. VI.8), выполненного в виде змеевика 1, сообщается с помощью капилляра 2 с геликсом 3. При изменении температуры ге-ликс деформируется, что приводит к вращению его свободного конца. Это вращательное перемещение передается на пишущее перо 6 через валик 4 и направляющую втулку 5. Диаграммный бланк для записи температуры вставляется в каретку 7, которая приводится в движеиие от часового привода И через муфту 10, редуктор 9 и ходовой винт 8.

Пределы измерения термометров типа «Сириус» зависят от жидкости-заполнителя, в качестве которых используются хлористый этил, вода, толуол, анилин и др. Техническая характеристика термометра «Сириус» приведена ниже.

Puc. VI.8. Глубинный термометр «Сириус-1».

/ — змеевик; 2 — капилляр; 3 — ге-ликс; 4 — валик; 5 — направляющая втулка; 6 — перо; 7 — каретка: Я ходовой винт; 9 — редуктор; 10 — муфта; J1 — часовой привод

0—60; 20—100; 40—140; 120—220: 150—250; 200—300;

250 -100 До 1000 0,2—1,0

60

120

5

2000

.42

10,0


Мнксимальное рабочее даилепие, кгс/см2 . .

Приведенная погрешность, %    .......

Длина записи, мм:


времени .... Тепловая инерция, мин

Длина, мм .....

Диаметр, мм .... Масса, кг ......


температуры


К недостаткам этих термометров следует отнести неравномерность шкалы в диапазоне измеряемых температур, а также большую тепловую инерцию.

Подготовка термометра к работе проводится так же, как и глубинного манометра /МГН-2 вследствие однотипности их кинематических схем.

Поверка и тарировка термометров всех типов проводится на тех же установках, что и тарировка глубинных манометров с той разницей, что при тарировке глубинных термометров измеряется и фиксируется температура жидкости в бане с помощью термостата.

Температура по стволу скважины может измеряться и другими глубинными термометрами с местной или дистанционной регистрацией показаний (например, ТЭГ-36 и др.), а также отдельными приборами, входящими в комплексы согласно их техническим характеристикам.

Глубинные термометры зарубежных фирм по принципу действия и техническим характеристикам аналогичны приборам отечественного производства. Приборы с местной регистрацией выпускают фирмы: «Лойтерт», «Амерада», Хамбл» и «Кастер», с дистанционной — фирма «Шлюмберже».

VI.3. ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА

Дебит скважин измеряется расходомерами или специальными расходомер-ными устройствами следующих типов: расходомеры, основанные на методе переменного перепада (методе сужения струи), па методе постоянного перепада (ротаметры), а также турбинные, вихревые расходомеры объемные, массовые, ультразвуковые, тепловые и др.

Наибольшее распространение в промысловых условиях получили измерительные устройства, основанные па методе переменного перепада. Эти устройства предусматривают сужение струи газа при его движении через диафрагму или сопло. В то же время всякое сужение струи газа, являясь разновидностью местного сопротивления, обусловливает возникновение перепада давления на сужающем устройстве, который при прочих равных условиях зависит от расхода. Эта зависимость и используется при определении расхода газа через диафрагму или сопло.

Устройства для измерения общего дебита, основанные на методе переменного перепада давления, делятся на два типа — расходомеры (измерители докри-тического течения) и диафрагменные измерители критического течения (ДИКТ).

V1.3.1. Измерители расхода при докритическом течении газа

Расходомеры состоят из двух основных узлов: устройства, в котором монтируется диафрагма, сопло, штуцер и др. и дифференциального манометра, с помощью которого измеряются (показываются, записываются, передаются) перепады давления на диафрагме (сопло и др.) и давления перед сужающим устройством.

Поскольку большинство параметров, необходимых для расчета расхода, берется из показаний дифманометра, весь узел расходомера часто называют «дифма-нометром». В газовой промышленности наибольшее распространение нашли поплавковые, мембранные и сильфонпые дифманометры.

гой — на одном из отводов крестовины трубной головки для измерения давления затрубного пространства. Фонтанная елка оборудуется штуцерами, термометрами, обратным клапаном, установкой для ввода метанола и пр.

Для регулирования дебита газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера. Конструктивно они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые, Нерегулируемые штуцера просты по конструкции и обычно в промысловых условиях изготавливаются из стальной болванки круглого сечения, диаметр отверстия которой находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и колеблется в пределах от 3 до 25 мм и выше. Кроме указанной выше конструкции штуцера на газовых промыслах применялись дисковые штуцера.

В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера ввода метанола с елки переносится на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В этом случае облегчается наблюдение за штуцерами одновременно нескольких скважин, При продувке скважины выкид соединяется с манифольдом длиной 20 м и более, прочно укрепленным в земле "мертвяками". При продувке газ подается на факел.

3.3. ОДНОВРЕМЕННАЯ РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДВУХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Многие газовые и газоконденсатные месторождения — много- или однопластовые большой толщины с разной проницаемостью по вертикали. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможны двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором — одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной.

Сущность одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной заключается в том, что выбранные для этой цели пласты разобщаются между собой в обсадной колонне при помощи разобщителя (пакера) и последующей их эксплуатации по отдельным лифтам без смешения продукции. Использование этого метода позволяет уменьшить капиталовложения в скважины. Это особенно рационально там, где бурение скважин сравнительно затруднено и требует больших затрат.

В США чаще всего одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) применяют для двух или трех горизонтов, но при необходимости и для пяти, шести или даже восьми горизонтов одной скважиной.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на Оренбургском и других месторождениях.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экономические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование; сокращается численность обслуживающего персонала.

3.3.1. ВЫБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Выбор объектов для ОРЭ двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов. Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебигов пластов, ремонтные работы в скважине, а также требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Одновременная раздельная эксплуатация целесообразна и для одной залежи, в разрезе которой встречаются как высоко-, так и низкопроницаемые прослои, и поэтому возникает необходимость в эксплуатации их с различными депрессиями и регулировании равномерного продвижения пластовой воды для повышения газо- и конденсатоотдачи. Для этой цели пласты выбирают с таким расчетом, чтобы они между собой были разделены пачкой непроницаемых пород достаточной требуется минимальный расход метанольного раствора для обеспечения нормальной работы шлейфов. В этом варианте для предотвращения гидратообразования в АВО подается раствор ДЭГа.

Вариант 1. Влажный газ после пункта переключающей арматуры (ППА) поступает во входной сепаратор С-1 дожим-ной компрессорной станции (рис. 4.33, а). В качестве входного сепаратора рекомендуется использовать разработанный ДАО

Осушенный газ


М-1


X

А-1

А

и

С е-з )


РДЭГ


К' 7 \


Сырьевой

ваз


У


н

В Р-1а\


L


rV_ Сю

г?Г


С    Щ)

--Я-70д|


7 Н-7


8Х-2


C5D

ВХ-2


ВХ-1

Л дл.э

И


РЛЗГ


А-1

л


-&-СТГ)


Lit

н

В р-щ


IIIIIIIII

V


tf-ГОа

Рнс. 4.33. Принципиальная технологическая схема УКПГ при работе по первому (а) н второму (б) вариантам

ЦКБН аппарат, имеющий сепарационную и массообменные секции.

В сепарационной секции аппарата происходит выделение капельной жидкости и механических примесей из газа. Затем газ переходит в массообменную секцию аппарата. В противоток газу на верхнюю массообменную секцию сепаратора подается отработанный (насыщенный) водный раствор метанола, поступающий из сепарационной секции абсорбера установки осушки А-1. При этом наряду с отмывкой газа от примесей происходит также его насыщение метанолом. Основное количество метанола из водометанольной смеси выделяется с газом, т.е. практически происходит регенерация раствора метанола с использованием “газа отпарки”.

Жидкие потоки, выводимые из обеих частей сепаратора С-1 и представляющие собой раствор метанола низкой концентрации в смеси с незначительным количеством углеводородного конденсата, сбрасываются в разделитель Р-la, откуда углеводородный конденсат и BMP направляются на утилизацию.

Газ, частично насыщенный метанолом, поступает в компрессорный цех, где дожимается, и для охлаждения направляется в воздушный холодильник ВХ-1.

На входе в ВХ-1 газ содержит пары метанола, десорбированные из раствора в сепараторе С-1. При этом концентрация метанола в газе недостаточна для предотвращения гидратообразования. В связи с этим предусматривается дополнительный впрыск раствора метанола (95 % масс.) в систему насосами Н-10а из емкости Е-4а. Впрыск этого раствора осуществляется на входе газа в ВХ-1. Далее охлажденный газ направляется на осушку в абсорбер А-1. Водометанольный раствор из сепарационной секции абсорбера используется в качестве орошения сепаратора С-1.

В массообменной секции абсорбера происходит извлечение из газа влаги и метанола. Осушенный газ, минуя воздушные холодильники установок комплексной подготовки газа, поступает в промысловый коллектор.

Насыщенный водой и метаном диэтиленгликоль подается на регенерацию. Регенерация раствора гликоля осуществляется в колонне К-1 при атмосферном давлении и температурах низа 150-160 и верха 90-105 "С соответственно. (При осушке газа в условиях низких температур нет необходимости получать раствор высокой концентрации и, как следствие, вести процесс под глубоким вакуумом.)

Верхний продукт колонны, состоящий из смеси воды и метанола, конденсируется в воздушном холодильнике ВХ-2 и по-

Принцип действия поплавкового дифманомегра (рис. VI.9) заключается в следующем: в сообщающиеся сосуды 2 и 4 заливается жидкость (чаще всего ртуть), которая уравновешивает перепад давлений, образующийся па сужающем устройстве, перепадом уровней. Поплавок <3 в сосуде 2 соответственно опускается и через ось 1 и рычажную систему записывает на вращающейся от часового или электрического привода диаграмме образовавшийся перепад давления.

В мембранном дифманометре соответствующий перепад давления компенсируется упругой деформацией мембранного устройства, состоящего из четырех одинаковых, попарно спаянных мембран (рис. VI. 10).

Мембраны присоединены к основанию У, внутренние полости их соединены между собой и заполнены дистиллированной водой. С центром верхней мембранной коробки связан помещенный в корпус 6 железный сердечник 4, который входит в полость катушек 5 дифференциально-трансформаторного преобразователя.

Pz


Pt


Рис. VI.9. Дифманометр ДПМ.

1 — ось уплотнительной муфты; 2 — поплавковый сосуд; 3 — поплавок; 4 — сменный сосуд; 5,6 — запорные вентили; 7 — уравнительный вентиль

Рис. VI. 10. Дифманометр с коробчатыми мембранами

Под действием разности давлений в камерах 7 и 8 нижняя мембранная коробка 2 сжимается, вода перетекает в коробку 3, деформируя ее и перемещая железный сердечник. Таким образом, разность давлений преобразуется в электрический сигнал, измеряемый вторичной аппаратурой.

Общий вид сильфонного дифманометра показан на рис. VI.11. Для замера перепада давления к сильфонному блоку присоединяется вентильная головка, а показывающее или регистрирующее устройство устанавливается в прямоугольном корпусе. В сильфонном блоке (рис. VI. 12) на основании 5 расположены силь-фоиы 1 и 14, донышки которых связаны штоком 16. Внутренние полости сильфонов заполнены специальной жидкостью для защиты от односторонней перегрузки и герметично уплотнены. В полость, ограниченную крышкий 2, через штуцер 3 подводится газ с давлением ри а в полость, ограниченную крышкой 11, через штуцер 9 — давление р2.

При увеличении перепада давления сильфон 1 сжимается и жидкость из него перетекает в сильфон 14, который разжимается. При этом шток 16 перемещается вправо, оказывая растягивающее воздействие на пружины 8 и 13. Шток через шарикоподшипник 17 поворачивает рычаг 5, который скручивает торсионную трубку 7, поворачивая расположенный внутри нее стержень. Последний кинематической передачей связан со стрелкой или пером. Максимальный угол поворота стержня составляет 20 °С.

Сильфон 1 имеет температурный компенсатор в виде трех добавочных гофр, полость которых сообщается через отверстия в стакане с рабочей частью енль-фона. При повышении температуры окружающей среды'объем жидкости увеличи-иается и образующийся избыток ее перетекает в температурный компенсатор. Оба сильфона снабжены клапанными устройствами. При односторонней пере-грузке конкческий клапан сильфона с уплотнительным кольцом 4 садится на ко-

Рис. VI. 12. Снльфонный блок дифманометра ДС.

1, 14 •— сильфоны; 2, 11— крышки; 3,9 — штуцеры; 4 — уплотнительное кольцо; 5 — рычаг; 6 — основание сильфона; 7 — торсионная трубка; 8, 13 пружины; 10, 12 гайки; 15, 19 пробки; 16 — шток;

17 — подшипник; 1S — седло

нусное седло /8 основания 6 и перекрывает канал для перетекания жидкости из сильфона, предохраняя его от разрушения.

Пробки 15 и 19 служат для плавного сброса давления в рабочих полостях блока. Пружины 8 и 13 устанавливаются в зависимости от предела измерения по перепаду давления.

Техническая характеристика дифференциальных сильфонных манометров, предназначенных для измерения расхода газа на газовых промыслах и ПХГ, приведена в табл. VI.7.

толщины и чтобы в процессе эксплуатации не получить перетока газа из нижнего пласта в верхний с более низким давлением. Когда для установки разобщителя выбрана скважина, эксплуатирующая один пласт, второй газовый пласт выбирают с таким расчетом, чтобы для его вскрытия потребовалась перфорация одной обсадной колонны. Перед установкой разобщителя скважина глушится промывочной жидкостью при помощи заливочного агрегата пугем закачки жидкости в за-трубное пространство. Давление на выкиде насоса во время глушения скважины должно быть выше давления в затрубном пространстве. Для успешного проведения работ по глушению необходимо иметь промывочную жидкость в количестве не менее двух объемов скважины. Чтобы при глушении скважины не создавать высокого давления на выкиде насоса и в затру б ном пространстве, необходимо, чтобы задвижки на елке фонтанной арматуры были открыты и газ выпускался в атмосферу через штуцер. Жидкость закачивают пока до заполнения всего объема скважины, и через НКТ вместо газа будет поступать жидкость. Глушение скважин, эксплуатируемых без НКТ, весьма затруднено. В этом случае жидкость закачивают без выпуска газа в атмосферу, что приводит к значительному повышению давления на выкиде насоса и устье. Увеличение давления будет наблюдаться до тех пор, пока жидкость частично не заполнит ствол скважины; после этого давление постепенно снижается. Когда давление на устье упадет до нуля, задвижку на елке арматуры открывают полностью и продолжают закачку жидкости до заполнения ствола скважины до устья и дальнейшего перелива жидкости из скважины. При глушении скважины принимают меры, предупреждающие засорение работающих интервалов пласта. Например, используются меловые растворы и т.п.

Если скважина глушится промывочным раствором и в намеченном интервале перфорации образовался осадок, то НКТ после глушения приподнимают с таким расчетом, чтобы башмак их находился выше предполагаемого нижнего интервала перфорации на 5 —8 м. Затем скважины промывают промывочным раствором, обеспечивая противодавление на забой, превосходящее давление в пласте. При этих условиях перфоратор беспрепятственно доходит до заданной глубины и исключается возможность газового выброса из скважины при спуске разобщителя. После окончания работ по перфорации, как правило, необходимо этот интервал несколько раз проработать грушеобразным фрезом-шаблоном для очистки внутренней части эксплуатационной колонны от оставшихся по-

еле прострела пуль и заусенцев. Диаметр фреза-шаблона берется па 4 — 5 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны скважины. Фрез-шаблон спускают на НКТ на 5 — 8 м ниже предполагаемой глубины установки разобщителя. Скорость спуска и подъема шаблона должна быть вдвое меньше обычной скорости спуска НКТ. Фрез-шаблон должен двигаться в обсадной колонне под действием собственного веса.

Как при перфорации, так и при проверке ствола скважины шаблоном при спуске разобщителя устье ее должно быть оборудовано противовыбросной арматурой (превентором) во избежание открытого фонтанирования. Если скважина после перфорации долгое время простаивала, то для удаления осадка от промывочного раствора ее следует промыть с:о спуском НКТ до нижних перфорационных отверстий,

3.3.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для разобщения пластов в скважине при их ОРЭ применяют разобщители, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Из верхнего пласта газ отбирают по меж-трубному пространству, из нижнего — по НКТ.

Разобщитель является основным элементом оборудования, обеспечивающим осуществление одновременной раздельной эксплуатации. На практике применяются различные конструкции разобщителей.

Разобщитель должен удовлетворять следующим требованиям: соединяться с НКТ; обеспечивать беспрепятственный спуск его в скважину; обеспечивать герметичность при установке в заданном месте затрубного пространства; посадка его должна управляться с поверхности.

Установка разобщителя в скважине осуществляется одним из следующих методов: многократным вращением колонны труб вправо; плавным поворотом колонны труб влево на один оборот (дальнейшее вращение может вызвать развинчивание труб в муфтовых соединениях); натяжением или поднятием труб на определенную длину; допуском труб и приложением их веса к разобщителю; пугем создания гидравлического давления внутри колонны труб.

ступает в рефлюксную емкость Е-2; оттуда часть жидкости насосом Н-7 подается на орошение колонны К-1, а избыток - в емкость Е-4а. Сюда же из склада поступает свежий метанол. Образующийся 80 %-ный раствор метанола насосом Н-10а подается в поток газа впрыском перед холодильником ВХ-1. При необходимости часть раствора из емкости Е-4а направляется в шлейфы.

Основные показатели работы блоков охлаждения и осушки газа с использованием в качестве ингибитора гидратообразования метанола приведены в табл. 4.27. При получении данных общим для всех режимов является использование в качестве исходного (свежего) ингибитора раствора метанола 95 %-ной концентрации, число теоретических ступеней контакта в сепараторе С-1, а также отсутствие капельной влаги в газе на входе в массообменную секцию этого аппарата. При расчетах не учтены потери метанола с газами выветривания, отводимыми из рефлюксной емкости и выветривателя. Входная температура газа принята на 1 "С выше температуры гидратообразования газа с тем, чтобы рассмотреть случаи, когда в системе добычи и сбора газа не требуется ингибирование газа.

Таблица 4.27

Показатели установки осушки газа при использовании в блоке охлаждения мет анального раствора

Показатели

Температура после ВХ-1, °С

-5

0

5

Рв* = 6 МПа, Тях = 10

9С

Орошение сепаратора С-1,

0,459

0,457

0,408

кг/тыс. м3

Массовая концентрация

55,7

56,5

51,9

метанола в потоке 8, %

Концентрация метанола в газе

0,255

0,245

0,208

на выходе из С-1, мг/м3

Расход потока 2, кг/тыс. м3

0,218

0,216

0,211

Массовая концентрация

1,02

0,93

0,73

метанола в потоке 2, %

Количество свежего раствора

0,259

0,190

0,117

метанола, вводимого в систему,

кг/тыс. м3

Концентрация метанола в газе

0,245

0,178

0,107

на выходе из абсорбера, г/м3

Поток с низа абсорбера (поток

0,244

0,177

0,108

6), кг/тыс. м3

рнл = 5 МПа, Ги = 8

С

Орошение сепаратора С-1,

0,459

0,456

0,408

кг/тыс. мл

Массовая концентрация в

55,7

56,6

51,9

потоке 8, %

Показатели

Температура после BX-1, “С

-5

0

5

Концентрация метанола в газе выходе из С-1, мг/м3

0,254

0,257

0,213

Количество потока 2, кг/тыс. м3

0,219

0,214

0,210

Массовая концентрация метанола в потоке 2, %

1,12

1,12

0,83

Количество свежего раствора метанола, вводимого в систему, кг/тыс, м3

0,259

0,189

0,116

Концентрация метанола в газе на выходе из абсорбента, г/ма Поток с низа абсорбера (поток б), кг/тыс. м3

0,245

0,178

0,107

0,243

0,176

0,108

рт = А МПа, Тах = 6

С

Орошение сепаратора С-1, кг/тыс. м3

0,469

0,465

0,416

Массовая концентрация метанола в потоке 8, %

55,2

56,0

55,0

Концентрация метанола в газе на выходе из C-t, мг/м13

0,256

0,258

0,210

Количество потока 2, кг/тыс. м1

0,229

0,220

0,218

Массовая концентрация метанола в потоке 2, %

1,02

0,93

0,73

Количество свежего раствора метанола, вводимого в систему,

кг/тыс. м3

0,262

0,185

0,116

Концентрация метанола в газе на выходе из абсорбента, г/м3

0,245

0,178

0,107

Поток с низа абсорбента (поток 6), кг/тыс. м:!

0,254

0,185

0,116

Из данных табл. 4.27 следует:

при использовании метанольного раствора для предотвращения гидратообраэования на установке дополнительно получаются промстоки (2-я точка), содержащие метанол в количестве 0,22 г/ма; в пересчете на мощность УКПГ эта цифра составляет около 20 т/ч;

использование метанолсодержащих фракций (с низа сепа-рационной секции абсорбера и из рефлюксной емкости блока регенерации) для промывки газа в сепараторе С-1 и последующее извлечение из газа паров метанола в абсорбере позволяют резко сократить расход ингибитора гидратообраэования.

Однако концентрация и общее количество метанола в потоках 6 и 7 недостаточны для самообеспечения системы ингибитором. Требуется систематический ввод ингибитора в систему. Часть метанола с осушенным газом уносится в газотранспортную систему и безвозвратно теряется. В целом потери метанола с осушенным газом составляют от 100 до 250 г/тыс. м3. В


о о

СО 30


оо

CM h-

О k


га

a

я

fc;

о

ra

H


о

*—

о


я

X

2


я

х

о

г

о

?_.

С

СС

О

о

я


с

ж

X

с

с.

X

X к

S5

н

а

и

?S О =с


о

О.

X


III!


О

а

о

и

Я _ =•**


<L

X

о

н


_ а S "

г о

хН


н S о н S

о хьб a


f-

о


ca

0

Cl

h

0)

s 5 ° ? 5 &

1    s

* о -a x

s сJ

я 5 о n.

¦f c. e “

5 •-я u <y qj X c3 3 Si

5 * =: _ ra 5

X я =• Я

я g

*1 OS

ы «

-e- -

“'О

e( 5 sc к

Я ч

X ' 3

X X

.» в)

0.    ="

га я X X с? « « га я ж ч

о «

1,    а. у с х

X

X

Н


о


ю

сч

о

-Ъ’

о

ю

1

сч

«о

¦ №

..'«о

• «1

о —

о •

— о

- !


сч


сч

о

из

о


сч

6


ю

СЧ СО О

*” со


1C

сч


»о

СЧ


ю

СЧ


ю

СЧ


о со


..о о —

о

СО :0 —

со со —

со

ГО

— ГО СО

• го го — СО СО •

СО СО -СО СО

-СОСО

-г СО СО

<0<00'

®.®о

«о

•г

о-;-.

X X o‘^'-^w

о со = *о ю

° о со

a со о

ОС

о о

о*

о*

о о

••оо о*о* л; со .. со

о' о’ о’ о"

¦•оо

со

СО °

о

____со

____СО

. о

..

я .. ..

tc .... СО .... со

.. ..-о----

UD .*.«

'О ..

. к

’=3* — со

— -г X

¦*r ^-rrrO-^^O't^O

Г -ГО”^^

Стггг

О Tf

OOOGOOOOOOO OOOOOOOOGOOOOOOO ООО ООО


. * 'О о —


оо    оо    оо    оо    оо

СЧ ¦¦?.    сч -.о    сч о    о со    сч -о

ГО —    СО—    со—    со—    со —


о

сч

со


о    о    о    о

о    СЧ    SO    СЧ

—    ГО    —    СО


i s

SS о J _

о °

<к Q.O

= н к

s г

3 5 я 5

j 5 - 2

2 с 2С


X 2

5 §

н

уУ

=г О 5?    ^

0    Н P-S *§•?§•

| 2 *2 % 5 * 3 §3 Э 5

1    3 ? S

с —


2 u S

Si 2 5|s

^ я

§ z э*

2 Л о. o t '4

—    v* a:

6J * r!

—    О ^ r*k

-Г* *> L_


о

»

2

сс

с

3

ГО

СП

*

с


3

a

S

с

с

S

са

и


о.

ъ>

н

X


ш

га

2

со

со

А -С


о

*


о

*

о

н


? о 2 о

сс


о

н


g

ca

p.

u

о

H


о

c,

с

H

СЧ

G.


0 <x с

я

с.

u

1 H


о

a,

о

и

я

CL — о CJ *- <1 X


c,

о

r

Я

c.

< H


CL

О. CL

СХ

CL

a

?с?

С.<

<

<<


CL

<3


CL

<


CL


cl


c.

<1



<-


U 2

I x cj -g* s а „

о ca о

Q. Г(Г-


s

о


o.


Q.

<1


cl

<3


Ci


X

аэх

о У

*У>

X —

ЗЗХ

СО?

?=

ДХ

22 С

а

д

23

I

2

о

о сч h- г-

С-1 о г~ г-

о C-J — СО 1-' t-

сч

со со г- г-

гг *^Г СО со I4- h-

t^b-

о —

X зс 1-

— эо

30 1^-I-»

оо

г-

1^

h-

0G

t"

г~ г~

о

00

N

30

0

60

ои

66

66

66

6с

сг=

сс

с

с

с

ии

ии

ии

ии

и и

W О

О W

ии

го

с

у

и

и

Г(Г[

пч

*1Я

пп

etct

Ct.

Я[

Kt


<2

vP

e-ip

сс

S

а о ?

X

T

о * Г

X

О

а

о 2 s r

я c 2

X

я

cx

я Н ? S о ¦* К

я

я

11

Z

а га

с и

5 х

S Ч 5

¦5 Я г

о с-У.

5 о о

M.U

ic .

= <s К

ч? =

oj =: 2

С* я <тз

с х «*

о

а

? с. «

?

~

? ? -

г

Ь О а;

Ct

г'О ”

и

5-

я г:

С-

C.

- О.Я

X

C

а. ^

X

X

я >х

< X

Z X

х я

л

о я

С X

CJ О

о -

с “

и

з с.

S н

0) о;

- Z

с. я

Ь

S я

л с

S

X

X

— я

2 &

^ о

X О

X х.

с

О    ОО    ОО    о    о

tC    СЧ СО    сч О    СЧ    1C

—    ГО —    со —    СО    —


Заводы-изготовители выпускают сильфонные дифманометры, показывающие и самопишущие с приводом от часового механизма или синхронного двигателя, а также с интегратором и дополнительной записью давления для работы в качестве расходомеров.

Рис. VI. 13. Зависимость коэффициента расхода а от р

Рис. VI. 14. Схема камерной диафрагмы для измерения дебита по методу сужения.

/ камера; 2 — трубопровод; 3 — поток газа; 4 — диафрагма; 5 — трубки для отбора газа до и после диафрагмы

Дебит газа при применении дифманометров расходомеров рассчитывается

по формуле

Q = 1700авМ*1/    (VI.6)

' рТ г

где Q — дебит газа, м3/с\т; а — коэффициент расхода, определяемый в зависимости от отношения Р = diD из рис. VI.13; d — диаметр диафрагмы, мм; D

Рис. VI.15. Зависимость поправочного коэффициента на расширение струи «аза от H/pt


Рис. VI. 16. Зависимость коэффициента kj от материала и температуры.

1 — алюминий; 2 — медь; 3 — никель; 4 — сталь

диаметр трубопровода (рис. VI. 14), мм; 8 — поправочный коэффициент на расширение струн газа, определяемый по рис. VI. 15 в зависимости от отношений H/pi и пг d" D~: kt — поправочный коэффициент на тепловое расширение диафрагмы, определяется по рис. VI. 16; при приближенных расчетах допускается kt — 1;

Для этого в разобщителях некоторых конструкций для поддержания давления устанавливается седло и в трубы бросается пробка или шарик. Кроме того, съемные разобщители используются также при цементаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, обработке призабойной зоны. По окончании операции такой разобщитель снимается или разбуривается,

Конструкции разобщителей весьма разнообразны, однако общими узлами почти для всех них являются: уплотняющий элемент, циркуляционные клапаны, фрикционные пружины, освобождающее устройство.

В разобщителях уплотнение обеспечивается полым резиновым цилиндром-манжетой. При продольном сжатии манжета увеличивается в диаметре и плотно прижимается к обсадной колонне и обеспечивает герметичность.

В ряде конструкций разобщителей используется несколько уплотняющих элементов, изготовленных из резины различной прочности. Это обеспечивает большой уплотняющий эффект с меньшими давлением или деформацией, чем в одноманжетном разобщителе. Например, в разобщителе с тремя манжетами твердость верхней и нижней манжет обычно более высокая, чем твердость средней. При спуске в скважину крайние манжеты будуг подвержены большему износу, чем средняя манжета, обеспечивающая наибольшее уплотнение.

Шлипсы состоят из трех-четырех сегментов с зубчатой поверхностью и удерживают разобщитель в обсадной колонне во время приложения нагрузки к резиновой манжете. Зубчатая поверхность шлипсов прижимается к обсадной колонне с помощью конуса. Некоторые разобщители имеют два ряда шлипсов, работающих в противоположных направлениях. Такое расположение шлипсов не позволяет разобщителю передвигаться как вниз, так и вверх.

Циркуляционные клапаны необходимы для обеспечения циркуляции глинистого раствора из затрубного пространства и выравнивания давления перед срывом пакера; с помощью циркуляционных клапанов также обеспечивается циркуляция жидкости при цементаже, гидравлическом разрыве пласта, промывке или испытании скважины.

Циркуляционный клапан располагается над уплотняющим элементом, и открывается движение НКТ или бурильных труб. С открытием клапана затрубное пространство сообщается с НКТ или бурильными трубами.

Для ОРЭ двух пластов одной скважиной на глубине 2000 — 3000 м и более разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечиваю-

Я Р'.......5т4

Рис. 3.20. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а — схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б — переключающее устройство установки (ГПУВ)

пересчете на годовую производительность установки потери метанола на одной УКПГ составят 2600-6500 т.

Вариант II. Учитывая, что в ближайшие годы из-за снижения давления газа отпадет необходимость в ингибировании его, предлагается в качестве основного рассмотреть вариант с использованием в качестве ингибитора гликоля.

Аппаратурное оформление варианта такое же, как и первого. Изменения касаются обвязки аппаратов (рис. 4.33, б).

В противоток газу на верх сепаратора С-1 в качестве орошения подается рефлюксная жидкость десорбера, состоящая практически из чистой воды. Происходит отмывка газа от солей и остаточных механических примесей.

Жидкость, уходящая из обеих частей сепаратора, обрабатывается так же, как и в первом варианте.

Насыщенный парами гликоля газ поступает на компрессорную станцию, где дожимается до давления 7,0-7,5 МПа и подается на охлаждение в ВХ-1. Охлажденный газ направляется на сепарацию от водогликолевого раствора в нижнюю секцию абсорбера А-1. Дальнейший путь газа такой же, как и в первом варианте.

Для предупреждения гидратообразования в трубках холодильника ВХ-1 предусмотрена подача части насыщенного

Таб л иц а 4.28

Показатели блока осушки при использовании в качестве ингибитора раствора ДЭГа

(~

Т. ас

В, кг/тыс. м*

G, кг/ч

Количество

насыщенного

раствора

Количество влаги извлекаемой в абсорбере

кг/тыс. мл

кг/ч

кг/тыс. м3

кг/ч

р = 7,5 МПа, Т =

оъ

0

О

-5

0,2043

238,5

0,7763

323,7

0,0484

20,2

0

0,1749

204,2

0,6646

277,1

0,0778

32,4

5

0,1313

153,3

0,4989

208,0

0,1214

50,6

10

0,0804

93,9

0,3055

127,4

0,1725

71,9

12

0,0559

65,4

0,2127

88,7

0,1968

82,1

14

0,0251

29,3

0,0954

39,8

0,2276

94,9

16

0

-

-

0,2527

105,4

р = 6,0 МПа, Г = 10 °С

-5

0,1509

176

0,5734

239,1

0,0491

20,5

0

0,1222

143

0,4644

193,7

0,0778

32,4

5

0,0826

97

0,3138

130,9

0,1174

48,9

Ш

0,0313

36,5

0,1189

0,496

0,1687

70,3

12

0,0065

7,6

0,0247

10,3

0,1935

80,7

14

-

-

-

-

0,20

83,4

Примечание. В - количество извлеченной из газа влаги, кг/тыс. м3; С - расход | ингибитора, кг/ч (Я, = 0,95; Х2 ~ 0,65).

раствора гликоля из дегазатора Р-t. Далее насыщенный раствор гликоля от газа отделяется в сепарационной секции абсорбера и поступает на регенерацию.

Данные табл. 4.28 показывают, что чем ниже температура охлаждаемого газа, тем больше количество влаги, извлеченной из газа в блоке компримирования и охлаждения, В, т.е. до входа газа в абсорбер. Количество насыщенного раствора ДЭГа, подаваемого на ингибирование газа, G составляет не более 10-20 % от общего количества насыщенного раствора, выводимого с низа абсорбера.

Второй вариант имеет следующие преимущества:

в системе обработки газа используется один реагент -раствор гликоля, что снижает затраты на доставку и хранение реагентов;

меньше расход ДЭГа, потери метанола с газом полностью отсутствуют;

на установке отсутствуют промстоки, содержащие метанол (в первом варианте к таковым относится поток с низа сепаратора С-1). Это придает варианту экологическое преимущество.

Серьезную проблему для применения второго варианта составляет обеспечение равномерного распределения раствора гликоля в потоке на входе в холодильник ВХ-1. Поскольку к настоящему времени отсутствует техническое решение но этому вопросу, второй вариант рассматривается как перспективный для будущих исследований.

Независимо от применяемого варианта технология осушки газа при низких температурах контакта имеет следующие преимущества:

возможно увеличение пропускной способности установок осушки газа, что особенно важно в зимний период, когда возрастает потребность в газе;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа массовой концентрацией не более 95 %. Например, при температуре контакта 5 и 10 "С достаточно использовать растворы ДЭГа 93 %- и 98 %-ной концентрации соответственно. В то же время при температуре контакта 25 °С этот показатель равен 99 %. При температуре контакта 0...-1 4С можно использовать 90-92 %-ный раствор. В этих условиях отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под вакуумом, а это позволит снизить расход энергии в блоке регенерации и свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гли-

Таблица VI.8 Поправочный коэффициент k\ для диафрагм

D, мм

(I/O

50

100

200

300

0,05

1,0251

1,0197

1,0131

1,0082

0,10

1,0248

1,0193

1,0126

1,0076

0,15

1,0244

1,0188

1.0121

1,0067

0,20

1,0242

1,0184

1.0115

1,0056

0.25

1,0238

1,0177

1.0102

1,0044

0,28

1,0235

1,0172

1,0092

1,0036

0,30

1,0233

1.0168

1,0087

1,0030

0,32

1.0231

1.0164

1,0082

1,0025

0,34

1,0229

1.0160

1,0077

1,0020

0,36

1,0227

1,0157

1,0073

1,0016

0,38

1,0226

1,0154

1,0068

1,0012

0,40

1,0226

1,0151

1.0064

1,0009

0,42

1,0226

1,0149

1,0061

1,0006

0,44

1,0226

1,0147

1,0057

1,0003

0,46

1,0226

1,0145

1,0055

1,0001

0,48

1,0227

1,0143

1,0052

1,0000

0.50

1,0229

1,0142

1,0050

0.52

1,0231

1,0142

1,0049

0,54

1,0234

1.0142

1,0048

0,56

1,0236

1.0143

1,0047

0,58

1,0240

1,0144

1,0047

0,60

1.0243

1,0147

1,0048

0,62

1.0247

1,0150

1,0048

0,64

1.0250

1,0152

1,0050

0.66

1,0254

1,0155

1,0052

0,68

1,0259

1.0159

1,0054

0,70

1,0268

1.0162

1,0056

0,72

1,0269

1.0166

1,0060

0,74

1,0274

1,0171

1,0063

0,76

1,0280

1,0175

1,0066

0,78

1.0287

1,0180

1,0070

0,80

1.0294

1,0185

1,0074

0,82

1,0301

1,0191

1,0078

0,84

1,0309

1,0196

1,0082

0,86

1,0316

1,0202

1,0086

0,88

1,0323

1.0207

1,0089

0,90

1,0333

1,0214

1,0092

кг — суммарная поправка на недостаточную остроту входной кромки диафрагмы и шероховатость трубопровода определяется по табл. VI.8; pY — абсолютное давление перед диафрагмой, кгс/сма; Н — перепад давления до и после диафрагмы, мм рт. ст.; Т — абсолютная температура газа перед диафрагмой, К; г — коэффициент сверхсжимаемости газа при ру и Т.

Для расчетов расхода газа, используемого при обработке результатов иссле*

дования скважин, величину А = {ItityxzktkycP'l / —- можно принять посто-

V Р*Т

янной. Дебиты на различных режимах для А = const рассчитывают следующим

образом.

По ршах (максимальное показание прибора) и tfmax (максимальный перепад давления, соответствующий паспорту прибора) определяется максимальный расход прибора    ___

Qraax = '4 V Ящах V Ртах "Г 1,033-При обработке картограммы определяют среднее избыточное давление р в процентах от ртах и среднее V II в процентах от V//тах

О — (С'О Л/ я^тах

4QmaX У Ртах + 1.033 ’

где    _

Ф = V И/Нтах ,    — р!Ртах •

При небольших дебнтах и большом отношении diD коэффициент расхода а — переменная величина, зависящая от скорости потока. В этом случае а следует умножить на поправочный коэффициент k2, зависящий от Re в трубопроводе. Величина k2 определяется по рис. VI. 17.

Для более точных расчетов дебита отдельных скважин необходимо пользоваться «Правилами 28—64»

Выбор типа и размеров всех детален и узлов пункта измерения, монтаж схемы и порядок ведения расчетного листа при определении отдельных параметров должны проводиться в соответствии с названными правилами. Эти правила справедливы для стационарных и квазиста-ционарных сухих и влажных газовых потоков, фазовое состояние которых не изменяется при их течении через сужающие устройства.

Рис. VI.17. Зависимость поправочного коэффициента kt от отношения djD. Значения Re:    1    —    5000;    2    —    6000:

3 — 8000;’-* - 10 000: 5j— 20 000; 6 — 30 000; 7 — 50 000; Я — 100 000


Параметры газовых потоков могут иметь: избыточное давление до 120 кгс/см2, температуру от 50 до 100 °С, относительную влажность до 100%, допускается наличие в составе газа СО, С02, 02, Na, H2S и др. Если вместе с газом из скважины поступают жидкие или твердые примеси, то перед пунктом измерения дебита должен быть установлен сепаратор, обеспечивающий полное отделение примесей и возможность измерения их количества за определенный промежуток времени.

На газовых промыслах наиболее распространена схема сбора газа с одной измерительной линией, оборудованной одним дифманометром-расходомером. Каждый такой прибор в силу его конструктивных и эксплуатационных особенностей позволяет определять дебит скважины с достаточной точностью в диапазоне от 20—30 до 70—80% максимального расхода прибора Qmax, что зачастую недостаточно для проведения исследования всех скважин в полном диапазоне дебитов и особенно малодебитных. Расширение диапазона измерений в этих случаях должно быть предусмотрено при монтаже измерительного узла за счет установки в двух разветвлениях трубопровода сужающих устройств разного модуля т, поочередно подключаемых к одному и тому же дифманометру с условной шкалой, либо подключаемых к одному сужающему устройству двух дифманометров в порядке, предусмотренном «Правилами 28^64».

V 1.3.2. Измерители расхода при критическом течении газа

При испытании скважин часто используется метод измерения дебита диафраг-менным измерителем критического течения (ДИКТ). При крайне нежелательном во всех случаях выпуске газа в атмосферу этот способ измерения дебита открывает единственно возможный путь для испытания скважин, если давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита равно или больше статического давления на головке скважины, а также на дальних разведочных площадях, куда еще не подведен газопровод.

При измерении дебита газа с помощью ДИКТа (рис. VI.18—VI.22) должно быть обеспечено условие критического истечения газа через диафрагму или шту-

щаи надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, а также независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта но затрубному пространству, нижнего — по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов но НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной (рис. 3.20) состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлипсов ого пакера Л. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управ,\яется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ. Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний — переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром d —    10 мм.

Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении. На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространств, т.е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление на б — 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение — устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение ~- устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей

пластмассовых элементов пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью.

Разобщители применяют в скважинах, эксплуатирующих только один продуктивный пласт, для обеспечения надежной эксплуатации скважин или если давление на забое скважины превышает допустимое давление для эксплуатационной колонны, а также в случае наличия высококорродирующей среды. Установка разобщителя между эксплуатционной колонной и НКТ предупреждает механическое, эрозионное или коррозионное разрушение эксплуатационной колонны.

3.4. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.4.1. ДЕФОРМАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Серьезным фактором, существенно осложняющим эксплуатацию скважин, является деформация их обсадных колонн, в ряде случаев носящая массовый характер.

Анализ промысловых материалов показывает, что деформация обсадных эксплуатационных колонн практически имеет место на всех без исключения разрабатываемых месторождениях нефти и газа. В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко установили, что исправление обрывов и отводов обсадных колонн при помощи различных оправок и грушеобразных фрезеров технически затруднено, а исправленные обсадные колонны в процессе эксплуатации вновь деформируются. Единственным способом исправления скважин с деформированными обсадными колоннами, по мнению ряда исследователей, является забуривание нового ствола.

Разработка нефтяных и газовых месторождений может сопровождаться оседанием земной поверхности, причем размер оседания колеблется в широких пределах — от десятков сантиметров до десяти метров и более (табл. 3.1).

При применяемых в настоящее время способах крепления скважин башмак обсадной колонны, как правило, опускают на забой с целью разгрузки от возникающих в колонне осевых растягивающих напряжений от собственного веса колонны. В любом случае разгрузка колонны от осевых напряжений осуществляется, если не "посадкой" башмака на забой, коля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает уменьшение равновесных потерь гликоля не менее чем на 2,5 мг/м3. Однако общие потери гликоля будут значительно ниже, так как имеются соответствующие предпосылки - меньшая дисперсность, предварительное выделение из газа тяжелых компонентов конденсата, ведение процесса регенерации гликоля без вакуума и т.д.;

при низких температурах контакта обеспечивается надежная осушка газа до точки росы -20 °С и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40-93;

из-за уменьшения растворимости гликоля в паровой фазе и снижения его уноса в виде капель сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся на участках газотранспортных систем;

резко сокращается количество жидкой фазы, образующейся на участках газотранспортных систем.

4.11. ПРЯМОТОЧНЫЕ АБСОРБЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ ОСУШКИ ГАЗОВ

Осушка газа в абсорберах с распиливающим устройством.

Процесс осушки в абсорбере подобного типа зависит от скорости движения газа в зоне распыления, относительной скорости движения частичек абсорбента, создаваемой распылительным устройством, поверхности контакта абсорбента с газом, температуры контакта, степени загрязнения газа, качественных характеристик абсорбента и т.д.

Преимущество способа осушки газа при распылении гликоля обеспечивается за счет создания большой поверхности обмена. Распыление гликоля осуществляется специальными соплами с образованием значительного числа капель гликоля с большой общей поверхностью, т.е. меньшими размерами. Кроме того, должна поддерживаться высокая скорость движения капель и их хорошая распределяемость в газовом потоке. Пределом увеличения поверхности обмена веществ практически является такое распределение гликоля, при котором его мельчайшие частицы превращаются в туман.

Внутри корпуса распыления происходит не только быстрый обмен веществ, но и выравнивание температур газа и гликоля.

Поэтому гликоль для осушки может подаваться при температурах, отличающихся от температуры газа.

Как правило, для достижения максимальной относительной скорости контактирующих потоков распыляемый гликоль нагнетается навстречу потоку газа. Распылению гликоля препятствует движущийся навстречу поток газа. Мелкие капли жидкости вновь объединяются в более крупные и в зависимости от скорости газового потока, проходящего через этот распылительный участок, через определенное время достигают стенки аппарата, осаждаются и исключаются из дальнейшего массооб-мена.

Наиболее интенсивно процесс осушки протекает в точке подачи гликоля в абсорбер, менее интенсивно - в точке его отвода. Равновесие между влагой осушаемого газа и ДЭГом устанавливается на выходе последнего из колонны.

По этой причине при прямоточной осушке газа снижение температуры точки росы всегда ниже, чем при противоточной осушке при тех же условиях. Это является одним из недостатков процессов прямоточной осушки газа.

Для получения большой депрессии по точке росы практикуется многоступенчатый ввод регенерированного раствора осушителя в абсорбер. Для получения более низкой точки росы важно сохранить концентрацию осушителя максимальной. Наибольшее разбавление осушителя допускается на первой ступени ввода, а наименьшее - на последней. В результате больших скоростей в аппаратах таких типов происходит усиленное вспенивание растворов гликолей, которое способствует их потерям. Для обеспенивания насыщенного гликоля иногда устанавливают специальную емкость.

Степень пенообразования зависит от температуры процесса, скорости газа в абсорбере, содержания тяжелых углеводородов в газе и т.д. Пену можно гасить также с помощью специальных химических реагентов.

В качестве распыливающих элементов могут быть использованы трубка Вентури и форсунки, а в ряде случаев - и то и другое вместе.

Для осушки газа в ряде стран применяют блочные установки, выпускаемые в Германии.

Абсорбционная часть установки состоит из тонкого отделителя жидкости, где на двух ступенях с помощью отбойной плиты и сепаратора выделяются из природного газа капельная роса и жидкие углеводороды. Отделившаяся жидкость стекает в расположенные внизу сборники.

Распылительные ступени абсорбера установлены последова-

-300-

-- 150 --

УШШШ:

1

1

1

Л///,

Диаметр кампла

Рис. VI. 19. Диафрагмеииый измеритель критического течения диаметром 50 мм.

1 — отверстие для манометра; 2 отверстие для продувочного вентиля; 3 — термометрический стакан


Рис. VI.20. Диафрагма для 50-мм ДИКТа

Рис. V1.21. ДИКТ диаметром 100 мм.

/ — отверстие для манометра; 2 — отверстие для продувочного вентиля; 3 — термометрический стакан; 4 — диафрагма

7

у,а


-то


4120Х.


з-оно


Рис. VI.22. Диафрагма для 100-мм ДИКТа


ДИКТ 50 мм

Диаметр

Исследовании В НИИ Га за

дикт

3» мерный штуцер (ли

диафрагмы,

мм

Литературные данные

Сухой газ

Газоконденсатная смссь

100 мм*

тературные

данные)

1,59

0,456

_

1.69

0,500

2,38

1,003

-

—.

2,52

1,М2

3.17

1,883

1,868

3,41

-

2,170

—.

4,17

3,526

—.

3,517

4,84

-

4,400

5,39

5,771

—•

5,49

-

5,790

6,35

6,43

7,731

7,600

7,450

7,526

7,95

11,891

13,048

7.98

-

11,400

9,51

16,917

16,52

16,77

16,747

18,298

11,11

—-

22,30

22,82

11,13

24,245

—.

24,453

22,64

-

28,70

30,155

12,70

30,438

—.

29,959

33,702

i 5,83

46,046

46,673

53,741

15,91

--

44,70

47,057

19,02

-

65,46

64,868

-г

19,05

67,244

—.

66,886

78,085

22,14

-

89,30

88,0

22,19

92,480

—.

90,955

25,36

-

117,50

115,55

25,40

121,603

118,494

28,57

155,718

149,260

31,75

136,591

-=—

184,201

34,91

241,530

221,886

38,10

299,596

—.

264,440

44,45

-

362,206

50,80

-

477,201

57,15

-

611,750

63,50

-

767.229

69,85

-

_

949,517

76,20

-

1167,288

цер. Условие критического истечения достигается тогда, когда давление до диафрагмы в два и более раз выше, чем давление после нее. Дебит газа при критическом истечении определяют по формуле

Q — —?====г ,    (VI.8)

V РZT

где Q—дебит газа, тыс.м^'сут; р — абсолютное давление перед диафрагмой,

кгс/см2; (> — относительная плотность газа по воздуху; Т — абсолютная температура газа перед диафрагмой, К; z — коэффициент сверхсжимаемости при р и Т\ с—коэффициент, определяемый по табл. VI.9 н зависящий от диаметра диа-

Фактические данные по оседанию земной поверхности прн разработке нефтегазовых месторождений

Месторож

дение

Зафиксированное оседание земной поверхности за год, мм

Общая фактическая осадка земной поверхности,

Месторож

дение

Зафиксированное оседание земной поверхности за год, мм

Общая фактическая осадка земной поверхности, м

0,82

0,23

0,23

0,07

0,17

0,14


1,8

0,6 i

0,9

12,0

9,0


30


0,62

2,56


Сураханы

Раманы

Сабунчи

Бинагады

Биби-Эй-

бат

Ставропольское. Га зли Шебелин-скос Брагуны


38,4-47,4 12,9— 13,5 11,8-13,5 3,9 10,0

42.0

17.0

23.0


Ястребин-ское Дельта-Здреа (США) Гуз-Крик (США) Саур-Лейк [США) Уилмингтон (США)


то разгрузкой ее на цементный камень после окончания процесса цементирования (искусственный забой).

При "жестком” креплении скважины на устье (обвязка эксплуатационной, промежуточных колонн и кондуктора колонной головкой) и посадке ее башмака на забой в процессе деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности в колонне возникают дополнительные осевые нагрузки.

Когда обсадная колонная зацементирована от устья до забоя, в ней будут возникать нормальные напряжения сжатия. Резьбовые соединения работают на срез при сжимающих осевых напряжениях.

Если цемент за колонной поднят не до устья или имеются разрывы сплошности цементного камня за колонной, то не-зацементированные участки колонны предельно изогнутся с их смятием, сломом, отводом и др.

На рис. 3.21 представлены схемы деформаций обсадных колонн, подвергающихся осевым нагрузкам, вызванным деформацией продуктивных пластов.

В первую очередь происходит деформация незацементиро-ванных участков колонн, а также участков, находящихся в зонах кавернообразования.

Минимальная длина незацементированных участков колон-

ны, выдерживающих осевые нагрузки без продольного изгиба,

^    _    2.513{ехр[р(рн    -    р)]    -    m)[D2    +d2)

m{exp[p(p„ -p)]-l}i/

где р — средневзвешенный по толщине пласта коэффициент сжимаемости пор; р„, р — начальное и текущее пластовое давление соответственно; Н — начальная толщина пласта-коллектора; Е — модуль Юнга; D, d — внешний и внутренний диаметр обсадных труб соответственно, м; L — длина обсадной колонны; л? — средневзвешенный по толщине пласта начальный коэффициент пористости.

Анализ расчетов нормальных напряжений, испытываемых обсадной колонной в результате деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности, показывает, что их значение достигает сотен МПа. Естественно, что при существующих в настоящее время способах установки и крепления обсадных колонн никакие колонны не в состоянии выдержать такие напряжения.

Деформации обсадных колонн отмечаются в различные промежутки времени с момента ввода скважины в эксплуатацию — от нескольких месяцев до нескольких лет.

Поскольку деформации продуктивного пласта происходят из-за снижения пластового давления в результате отбора пластового флюида, то в каждой скважине эти деформации и пропорциональные им осевые напряжения в обсадных колоннах будут зависеть от падения пластового давления с момента ввода скважины в эксплуатацию. Поэтому в эксплуатационных скважинах, проводимых на поздней стадии разработки месторождений, когда изменения пластовых давлений незначительны, смятия обсадных колонн может не произойти.

В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко была разработана конструкция скважины, позволяющая компенсировать осевые нагрузки в обсадных колоннах, возникающие вследствие оседания земной поверхности. Сущность конструкции заключается в предварительном создании полости ниже расчетного положения башмака эксплуатационной колонны, причем диаметр полости должен быть больше наружного диаметра муфтовых соединений обсадной колонны, а ее глубина должна определяться размером максимальной деформации продуктивных пластов с учетом засорения полости в процессе эксплуатации скважин.

тельно. Абсорбер имеет несколько промежуточных отделителей отработанного осушителя. За распылительными ступенями установлен “тонкий" отделитель, который обеспечивает улавливание капель гликоля, уносимых с газом. Обработанный гликоль собирается в сборниках и оттуда направляется на регенерацию.

Схема установки осушки газа, используемая в Польше, представлена на рис. 4.34. Газ перед подачей в горизонтальные прямоточные контакторы поступает в гравитационный сепаратор С-1. За счет снижения скорости газового потока в сепараторе происходит расширение газа и выпадение капельной жидкости. Затем газ направляется в горизонтальные абсорберы К-1. В противоток газу с помощью форсунок в абсорберы впрыскивается раствор ДЭГа. После абсорберов газ поступает в разделительные емкости Р-t, Р-2 и Р-3, где освобождается от капель гликоля. Из нижней части камеры разделительных емкостей насыщенный ДЭГ поступает в выветриватель В-1, где происходит выделение части поглощенных углеводородов. Газы выветривания подаются в топливную сеть. Выветренный гликоль через емкость и рекуперативный теплообменник подается на регенерацию. Показатели работы установок приведены в табл. 4.29.

Средняя концентрация регенерированного гликоля составляла 93-94 %, отработанного - 91-93 %.

Рис. 4.34. Принципиальная технологическая схема установки осушки газа с горизонтальными прямоточными абсорберами:

С-1 - входной сепаратор; С-2 ~ разделитель; К-1, К2 - абсорберы; Р-1, Р 2, Р-3 - пеногасители; В-I ~ дегазатор ДЭГа;

/ - сырьевой газ; // - водная фаза; III - осушенный газ; IV - газ дегазации; V ~ дегазированный раствор гликоля на регенерацию; VI - регенерированный раствор гликоля в абсорберы

Показатели работы установок осушки газа с прямоточными абсорберами производства Польши (средняя температура контакта летом 18 *С, зимой *-2 *С)

Показатели

Установка

1

2

3

4

5

Производительность, тыс. м3/сут

434

746

719

637

818

Давление в абсорбенте, МПа

5,1

4,0

4,3

4,4

4,9

Расход ДЭГа, л/1000 м3

36

20

21

24

19

Точка росы газа после осушки, “С

-10

-11

-11

-10

Потери ДЭГа, г/1000 м1

20

20

14

16

23

Описанная схема отличается большим числом вспомогательного оборудования, предназначенного для сбора отработанного гликоля. Установление этого оборудования самостоятельно занимает много строительной площади.

Как следует из данных табл. 4.29, установки осушки газа с горизонтальными абсорберами обеспечивают осушку газа до точки росы -11 “С.

Выпускаемые в Германии установки осушки газа производительностью 0,5 млн. м3/сут на рабочее давление 0,6 МПа используют в Главтюменнефтегазе, Томскнефти и Башнефти; производительностью 0,1 и 0,3 млн. м3/сут на рабочее давление 0,6 МПа - в Башнефти; производительностью 1,2 и

2,4 млн, м3/сут на рабочее давление 10 МПа - в Каспромнеф-тегазпроме, Краснодарнефтегазе. В Грознефти введена в эксплуатацию установка производительностью 0,5 млн. м3/сут на рабочее давление 4 МПа [1].

На промыслах ВПО “Каспморнефтегазпром” эксплуатируются семь установок осушки с горизонтальными абсорберами. Назначение установок - подготовка газа для закачки в пласт. Основные характеристики абсорберов: рабочее давление -

10,2 МПа, диаметр - 1000 мм, производительность - 2,4 млн. м3/сут.

Схема подготовки газа к закачке в пласт включает в себя компримирование и охлаждение, предварительную сепарацию и осушку газа в прямоточных горизонтальных абсорберах.

Установка осушки работает по следующей схеме. Сырьевой газ после дожатия в компрессоре для отделения от капельной жидкости поступает в предварительный сепаратор горизонтального типа, внутри которого установлены горизонтальные перфорированные пластины, на которых в шахматном порядке наварены отбойники. Отсепарированная капельная жидкость собирается в конденсатосборник, являющийся частью сепаратора. Конденсатосборник снабжен электрическим сигнализато-

Техническая характеристика дистанционных

Показатели

МММ-1 .

ТЭГ-36

РМТ-3

«Метан-2*

дгдг

О рганизация,про

вниикр-

СевКав-

ВНИИ-

«Союзгаз-

УфНИИ

водившая разработку

Нефть

НИИ

КАНефте-

газ

автоматика»

Измеряемый параметр

Пределы измерения:

Давление

Темпера

тура

Давление,

температура

Дебит

Дебит

давления,

кгс/см2

50—1000

0—160,

0—250

0—400,

0—600

температуры,

°С

-

0—150

10-90,

80—180

-

-

скорости, м/с

*—

-

--

0—3,0—10,

0—50

0,1—10

диаметра скважины, мм Рабочий диапазон прибора:

по давлению, кгс/см2

-

До 1000

До 400

До 500

по температуре, °С

200—100

-

—10^+100

До +150

Приведённая погрешность, % Основные размеры, мм:

1,5

1,0

0,6

диаметр

18

36

26

42,80

51

длина

767

2010

1100

320

900

Масса, кг

-

8

2,3

4

5,8

Напряжение источника питания, В

220

250

220

220

220

Вид записи

Цифро-

печать

Аналоговая

Цифро-

печать

Аналоговая

-

Тип станции

АПЭЛ-64

--

-

А КС/л-7

АПЭЛ-64

Изготовитель опытных образцов

Максимальная длина кабеля, мм Постоянные:

Грознефте-

геофизика

8

Калинин

градский

эксперимен

тальный

завод

5

времени, с регистрации температуры, °С

Не более 2 0,25; 0,5; 1,0

нриЛороп и комплексов

ДГДДГ

УДИС-1

«Глубина-1»

сДебит-1»

«Пласт-1»

«Гслий-1»

УфНИИ

ВНИПИ-

Газдобыча

«Союзгаз-

автоматика»

«Союзгаз-

автоматика»

«Союзгаз-

автоматика»

«Союзгаз-

автоматика»

Дифферен

цированный

дебит

Давление,

температура

Давление,

температура,

скорость

Давление, температура, скорость, диаметр скважины

Давление

Темпера-•р ра

0—500 —5+ + 150

0—100, 0—160 0—250, 0—400

—10-4-150 0—3, 0—10, 0—50

0—100, 0—160 0—250, 0-400 —10^+150 0—3, 0—10, 0—50 60—160

0—100,

0—160

0—250,

0—400

— 10ч-+ 150

До 500

-

До 400

До +150

10-Н-150

0,5

0,4

0,4

51

900

5,8

220

220

42

220

42

220

42

695

220

42

710

220

А ПЭЛ-64

Аналоговоцифровая АКС/л-7 Калининградский экспериментальный завод

5

Аналогово

цифровая

АКС/л-7

Калинин

градский

эксперимен

тальный

завод

5

Аналогово

цифровая

АКС/л-7

Калинин

градский

эксперимен

тальный

завод

Аналогово

цифровая

АКС/л-7

Калинин

градский

эксперимен

тальный

завод

"

"

"

'


t


i


i


7


Г

1/ /"4-



Рис. 3.21. Схемы возможных деформаций обсадных колонн при действии на них осевых нагрузок

Все промежуточные колонны (направление, кондуктор, технические обсадные колонны) цементируются в обязательном порядке от устья до забоя. Обсадная эксплуатационная колонна цементируется манжетным способом от ее башмака до устья скважины, Цементный столб при цементаже всех без исключения обсадных колонн должен быть сплошным (не иметь разрывов).

Такая конструкция скважины (рис. 3.22) позволит обсадной колонне свободно перемещаться вниз иод действием осевых напряжений, а возможность деформации колонны будет сведена к минимуму.

Работоспособность предлагаемой конструкции скважин подтверждается опытом эксплуатации скв. 170 и 484 Шебе-линского месторождения, обсадные колонны которых по тем или иным причинам оказались опущенными на глубину, находящуюся значительно выше забоя скважины, причем ствол скважины бурился долотом одного диаметра как под обсадную колонну, так и до забоя.

Безаварийная работа скважин объясняется тем, что их обсадные колонны имеют возможность свободно перемещаться по стволу скважин вниз иод действием осевых нагрузок.

В скважинах, построенных по ныне существующим конструкциям (с опорой колонны на забой), предлагается создать дополнительные полости ниже башмака обсадных эксплуатационных колонн, используя долота с расширителями или гидравлические расширяющие аппараты. Эти полости также можно создать путем срезки и удаления нижней части эксплуатационных колонн.

Создание полости под башмаком обсадных эксплуатационных колонн предлагается использовать как способ ремонта эксплуатационных скважин с деформированными колоннами. По данному способу после выполнения работ по созданию полости под башмаком обсадной колонны производятся ее осадка и выправление, например, путем спуска специальных оправок и приложения к низу колонны растягивающих нагрузок. Если колонна была не смята, а только изогнута, то ее выправление может произойти за счет аккумулированных а ней сил, как в сжатой пружине, без приложения специальных усилий.

Для диагностики технического состояния обсадных эксплуатационных колонн и своевременного выявления их деформации предлагается использовать периодическую инклинометрию ствола скважин. Сравнение получаемых инклино-ром верхнего и нижнего уровней жидкостей и пневматическим регулятором.

Газ после сепарации поступает в абсорбер. В головной части абсорбера установлены насадки из спрессованной стальной рукавно-вязаной сетки, которые служат для более тонкой очистки газа от капельной жидкости. Сепарационная секция абсорбера также снабжена сигнализирующими и регулирующими приборами уровня. По мере накопления в нижней части абсорбера жидкость выдавливается в сборную емкость.

После тонкой очистки газ последовательно проходит три массообменные зоны абсорбера, в каждую из которых через форсунки впрыскивается раствор гликоля. После контакта с газом насыщенный раствор гликоля собирается в сборной емкости, откуда подается в блок регенерации.

Массообменные зоны абсорбера разделены между собой насадками из пакетов спрессованной стальной сетки в целях предотвращения уноса гликоля газом.

Для улавливания уносимого гликоля газ после абсорбера проходит сепаратор тонкой очистки. По конструкции этот сепаратор такой же, как и предварительный сепаратор, за исключением внутренних элементов. В нем смонтирован теплообменник, где регенерированный раствор гликоля дополнительно охлаждается. Межтрубное пространство (между теплообменником и внутренней поверхностью сепаратора) заполнено сеткой. Дополнительно уловленный гликоль собирается в нижней части сепаратора, автоматически сбрасывается в линию насыщенного раствора гликоля и подается на регенерацию. Основное количество влаги из газа конденсируется и выделяется при сепарации. Дополнительное извлечение влаги происходит в абсорбере.

В блоке регенерации орошение создается за счет охлаждения паров частью насыщенного раствора ДЭГа. Неконденси-рующаяся часть паров ректификата после охлаждения сразу выводится из системы. Эта фракция содержит остатки ДЭГа (из-за невозможности провести анализ не удалось определить их количество). На установке потери ДЭГа составляют 35 г/100 м\

Процесс осушки газа - один из основных при подготовке газа к транспорту, поэтому целесообразно дать оценку общим показателям противоточного и прямоточного абсорберов.

При прочих равных условиях (давление, температура, число ступеней контакта и т.д.) основными показателями, характеризующими абсорберы, являются скорость газа в свободном сечении и удельный расход осушителя, обеспечивающий получение заданной точки росы.

Скорость газа в свободном сечении аппарата - основной показатель, определяющий удельную металлоемкость аппарата.

В вертикальных абсорберах с противоточными контактными элементами значение скорости выбирают таким, чтобы оно обеспечивало хороший контакт между газом и абсорбентом. Однако повышение скорости газа обусловливает увеличение расстояния между контактными ступенями, что вызывает рост общей высоты аппарата и унос абсорбента в виде капель и тумана.

В горизонтальных прямоточных абсорберах повышение скорости газа способствует хорошей распределяемости капель абсорбента в движущемся потоке, что в свою очередь улучшает процесс извлечения влаги из газовой фазы. В таких абсорберах допустимая скорость выше, чем в вертикальных, за исключением противоточных аппаратов, оборудованных прямоточными контактными элементами. В противоточных аппаратах можно поддерживать такие же скорости, что и в горизонтальных прямоточных абсорберах. Однако повышение скорости газа резко увеличивает унос абсорбента в виде тумана и мелких капель. Для уменьшения потерь абсорбента после последней контактной ступени устанавливают каплеотбойники, а иногда и фильтры, что повышает перепад давления в абсорбере и увеличивает металлоемкость установок осушки газа.

Высокие скорости газожидкостного потока приводят к интенсивному пенообразованию, которое также увеличивает потери абсорбента.

Таким образом, эффект от повышения скорости в прямоточных горизонтальных абсорберах может полностью или частично компенсироваться увеличением уноса, т.е. потерей осушителя.

В соответствии с уравнением (4.2) при прочих равных условиях (количество газа, давление и температура процесса, требуемая точка росы, концентрация регенерированного раствора) основной фактор, определяющий удельный расход осушителя, - это концентрация насыщенного раствора.

Ввод осушителя в несколько ступеней с отдельным выводом отработанного газа при прямоточной осушке газа резко снижает его удельный расход. При этом на первой ступени ввода допускается наибольшее разбавление абсорбента, а на последней - наименьшее и достигается большая депрессия точки росы.

Однако ввод гликоля в несколько ступеней усложняет конструкцию абсорбера: требуется подвести дополнительные глико-лепроводы, установить форсунки, смонтировать специальный

фрагмы (штуцера) и ДИКТа; А — поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, определяемый по рис. VI.23 или по формуле

А “ —0,517 Ц,618Г„р +[1,204 - 1,231Глр !- 0,322Г^р] Р„р+

+ (_0,101 + 0,110Гпр - О.ззгу 4Р.    (VI .9)

Здесь Тпр, рп|)—приведенные температура и давление (см. главу II).

Значения коэффициента с, приведенные в табл. VI. 10, заимствованы из литературных источников с учетом переводной температурной поправки и позволяют получить дебит при р = 1,033 кгс/см2 и Т = 293 К. Величина с для сухого газа и для газоконденсатной смеси определена ВНИИГазом при изменении давления не более чем на 70 кгс/см2 и при наличии конденсата до 40 см“/м3. Данные о с при содержании конденсата более 40 см33 в литературе отсутствуют. Поэтому

Рис. VI.23. Зависимость поправочного коэффициента Д от />пр и Т’пр

Рис. VI.24. Поправка на содержание конденсата в измеренном потоке газа

при содержании конденсата болсс 40 см33 следует либо предварительно до измерения расхода газа отделить конденсат от газа, либо пользоваться следующей приближенной формулой:

а = (Qr Ч" Qk. r)/Qc.M*    (^ 1* 10)

где    « —    поправочный    коэффициент, являющийся    отношением    расхода    сухого

газа и газообразного конденсата к расходу двухфазной смеси по измерителю расхода. Он определяется по рис. VI.24 в зависимости от содержания конденсата в газе.

Дебит конденсата в газообразной фазе QK. г приближенно можно определить по с}юрмуле

п    22,41    „ 293    ,VT |п

Qk.v-Qk    м    Рк "273“»    (^1Л1)

0»^-    м\    .

где    QK    —    дебит конденсата, *й7сут; рк — плотность конденсата,    кг/м3, М    — моле

кулярная масса конденсата (в кг/кмоль), значения которой для некоторых газоконденсатных месторождений СССР приведены в главе II.

На    разведочных    площадях    при    отсутствии комплекта    стандартных шайб

(диафрагм)    можно    использовать    штуцеры,    коэффициенты    с которых    приведены

в табл. VI.9.

Пример. При испытании скважины ДИКТом с* D = 100 мм с диаметром диафрагмы d = 25,4 мм. измерено р — 220 кгс/см2 и Т =_353 К.

Из лабораторного анализ* газа известно р = 0.6. По зависимостям для р = 0,6 или по составу раза определяем = '17 кгс/см2 и Г =191 К. Далее определяем РПр=

220/47 = 4,69 и 7*пр = 353/191 = 1.9.

Для данных pnlJ и 7 определяем 2 = 0,892 н по рис. VI.24 или по формуле (VI.9)

I..I ходим, что Л = 1,11. По табл. VI.9 для D = 100 мм и d = 25.4 мм находим с — I 18,493.

II ославляя эти данные в формулу (VI.8), определяем

118*493-220•1*11    0 м

О ——г    —2,11    млн.    м3/сут.

V0,6-353-0,892

V 1.3.3. Измерение расхода газа фонтанирующей скважины акустическим способом

Определение дебита газа акустическим способом основано на измерении уровня шума или уровня звукового давления, генерируемого газовой струей мри истечении в атмосферу. Этот способ применим при наличии четко сформированной струи с отклонением ее оси от вертикали не более 30°. Предельная относи-

Рис. VI.25. Определение статического давления на срезе трубы по уровню звукового давления

:л


¦оЧ-


I

ы

t

1

?


ШШУ/,


§


I


Ш7/


Рис. 3.22. Предлагаемая В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко конструкция скважины с зумпфом под башмаком эксплуатационной колонны. Расположение колонны до (о) и после (6) деформации продуктивного пласта

грамм между собой и с фоновой, полученной после проводки скважин, позволяет судить о месте и степени деформации обсадных колонн и принимать необходимые мероприятия по предотвращению дальнейшей деформации колонны и ее слома. Инклинометрия, как эффективный способ диагностики 206

технического состояния скважин, широко использовалась на Шебелинском месторождении.

При снижении пластового давления и деформации продуктивного пласта возмущение передается по массиву вышележащих горных пород до поверхности земли. Может иметь место, как наиболее общий случай, процесс послойной реакции на возмущение, т.е. послойного опускания массива горных пород. Оседание земной поверхности происходит с некоторым запаздыванием после деформации продуктивного пласта. Время запаздывания и возможность оседания земной поверхности зависят от размеров залежи, ее строения, глубины, петрофизических свойств массива горных пород.

В местах разрыва толщи горных пород при послойном их опускании обсадные колонны скважин работают на растяжение, поскольку в результате цементирования они жестко связаны с массивом горных пород. Так как на растяжение работают малые длины колонн, то для их разрыва достаточны незначительные перемещения слоев горных пород.

Для предотвращения разрыва колонь Г.Г. Жиденко был предложен и внедрен новый подход к способу крепления скважин, заключающийся в создании нежесткого соединения колонны и горного массива26. Затрубные пространства всех колонн заполняются не цементным раствором, а вязкопластичными агентами. Применение специальных вязкопластичных агентов позволит горным породам свободно оседать без зацеплений за колонны, кроме того, появляется возможность после окончания разработки месторождения извлечь на поверхность все колонны.

При разработке деформируемых пластов следует учитывать следующее: если продуктивный пласт залегает горизонтально, а скважина проведена без отклонений от вертикали, то нагрузки, возникающие при его деформации, действуют на колонну в осевом направлении. Но, как правило, продуктивные пласты залегают под каким-то углом, поэтому на колонну при их деформации начинают действовать и радиальные нагрузки. Причину их возникновения можно объяснить следующим образом: пластовое давление при разработке залежи быстрее падает в верхней ее части, так как в этой части располагают основной фонд эксплуатационных скважин. В области ГВК или В НК падение пластового давления в ка кой-блок для распределения необходимого количества абсорбента в каждую ступень. Кроме того, проектирование абсорбера с многоступенчатым вводом и выводом регенерированного и отработанного растворов гликоля связано с определенными трудностями; требуется больше исходных данных, каждую ступень осушки рассчитывают отдельно методом последовательных приближений, что требует много времени.

К недостаткам горизонтальных прямоточных абсорберов относится следующее:

действие силы гравитации меньше, чем в вертикальном абсорбере, поэтому при прочих равных условиях унос осушителя в капельном виде при горизонтальной конструкции абсорбера больше;

в головной части абсорбера устанавливается сепарационная секция для отделения капельной жидкости; из-за отсутствия уровня жидкости не создается гидравлический затвор, что затрудняет работу секции - возможен прорыв газа;

для обеспечения распыления осушителя его подают через форсунки, которые часто забиваются.

На основании изложенного можно сделать вывод о преимуществе вертикальных противоточных абсорберов перед горизонтальными прямоточными аппаратами при осушке газа до низких точек росы. Эти аппараты надежны в эксплуатации и обеспечивают получение низких точек росы газа при относительно небольших удельных расходах осушителя.

Применение горизонтальных прямоточных абсорберов для осушки газа до точки росы -10 °С возможно и в тех случаях, когда ио тем или иным причинам строительство вертикальных аппаратов нецелесообразно.

4.12. КОМБИНИРОВАННЫЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

В некоторых случаях для осушки газа применяются модифицированные технологические схемы, выполняющие дополнительные функции. Ниже рассматривается ряд таких схем.

Двухступенчатая осушка. Назначение этой схемы - осушка газа до точки росы -70 ’С и ниже. Эта схема рассматривается как предварительная ступень обработки газа, подаваемого на низкотемпературную переработку с целью глубокого извлечения этана. Принципиальная технологическая схема такой установки дана на рис. 4.35.

Абсорбер установки состоит из двух секций. Каждая секция

Рис. 4.35. Принципиальная технологическая схема установки двухступенчатой осушки газа:

К-2, КЗ - десорберы; E-f - емкость пропана; Е 2 - буферная емкость; В-1 ~ дегазатор; Т-1, Т-2 - рекуперативные теплообменники; T-'i - испаритель; Т-4 - подогреватель; Ф - фильтр; И-1, Н 2, И-3 ~ насосы;

/ - сырьевой газ; II - осушенный газ; III - пентаи; IV - отработанный от-дувочныЙ газ дегазации; V - отдувочный газ; VI - высококонцентрированный раствор гликоля; VII - частично регенерированный раствор гликоля; VIII - насыщенный раствор гликоля

работает как самостоятельная ступень. Во второй секции достигается тонкая очистка газа от влаги. В нижнюю и верхнюю подается раствор ТЭГа концентрацией 99 и 99,5 %.

Насыщенный раствор гликоля с обеих ступеней поступает в дегазатор В-1, где происходит выделение растворенных газов. Затем раствор подается в первую отпарную колонну, в которой регенерируется до концентрации 99 %. Температура низа колонны поддерживается на уровне 204 "С. Часть раствора гликоля, отводимого с низа колонны, подается в нижнюю секцию абсорбера, а другая часть для окончательной регенерации поступает во вторую отпарную колонну. В низ ее в противоток гликолю подается отдувочный газ. Окончательно регенерированный раствор, содержащий 99,95 % ТЭГа, отводится с низа колонны и после прохождения рекуперативных теплообменников подается в верхнюю секцию абсорбера.

Следует отметить, что раствором ТЭГа концентрацией 99,95 % при равновесных условиях можно осушить газа до точ-

Рис. VI.26. Номограмма для определения дебита негорящего газа при звуковом истечении

тельная погрешность способа не превышает 15%. Способ применим при дозвуковом и сверхзвуковом режимах истечения газа.

В связи с тем, что в реальных газовых фонтанах дозвуковое истечение практически не встречается, ниже приводится методика определения дебита для истечения газа из среза трубы со сверхкритической скоростью.

Порядок определения расхода газа следующий.

Определяется температура окружающей среды tu и истекающего газа tr (хотя бы ориентировочно).

Пи документации устанавливается диаметр выходного сечения трубы dB.

Выбирается расстояние от источника шума (для горящих струй 40—60 м, для негорящих — 20—40 м). Высота измерения шума должна быть 1,5 м от поверхности земли.

Измеряется уровень звукового давления LI13M с помощью любых шумомеров, предназначенных для стационарных акустических шумов (например, Ш-63). При этом микрофон шумомера направляется на срез выходного сечения трубы, перпендикулярно к направлению ветра. При наличии ветра измерение прэво-дится в двух противоположных точках с одинаковым г и принимается среднее значение LH3M.

Дебит фонтанирующей скважины определяется с помощью полуэм лирических номограмм.

Для определения дебита негорящих газов используются рис. VI.25 и VI.26. Порядок использования этих номограмм следующий.

По измеренным tr, tR, dB, г, LH3m по рис. VI.26 определяют р0 на срезе трубы. По найденному р0 и измеренным /,• и dB по рис. VI.27 определяют расход газа Q

(п млн.м3/сут).

Рис. VI.27. Номограмма ? к для определения дебита    jjj

горящего газа при звуковом истечении


7,5с м

313

30201510 5 3 2

1


Дебит горящего газа определяется по номограмме, приведенной на рис VI.27. При этом ошибка в определении tr на 30° приводит к погрешности определения дебита газа 5%.

VI.4. ДИСТАНЦИОННЫЕ ГЛУБИННЫЕ ПРИБОРЫ И КОМПЛЕКСЫ

Дистанционные глубинные приборы и комплексы предназначены для измерения давления, температуры, скорости потока газа, диаметра скважины и др. и s вляются связующим звеном промыслово-геофизических и газогидродинами-ческих методов исследования скважин.

Применение дистанционных глубинных приборов и комплексов в некоторых случаях — единственный способ получения достоверной информации о параметрах залежи.

Разработанные в последние годы дистанционные комплексы позволяют определить спуском глубинного прибора на многожильном кабеле или путем временного включения отдельных блоков измерения давление, температуру, скорость потока, диаметр скважины и др.

Как правило, информация о приборах, принцип их действия, порядок работы с ними, способ хранения, транспортировки и тарировки приводятся в инструкциях, прилагаемых к приборам, выпускаемым серийно. Используемые при исследовании газовых скважин дистанционные приборы практически серийно не выпускаются.

Опытные образцы этих приборов изготавливаются организацией, разработавшей их, и применяются непов:еместно.

Наибольшее распространение в газовой промышленности получили опытные образцы дистанционных приборов и комплексов, разработанных ВНПО Союз-газавтоматика, внедрением которых занимался в основном трест «Союзгазгео-фпзика». Опыт работы по применению дистанционных глубинных приборов и комплексов, накопленный названными организациями, приведен в главе VIII.

то мере компенсируется притоком пластовой воды, поэтому и деформация пласта в верхней его части будет больше. Кровля продуктивного пласта как бы поворачивается в сторону пласта вокруг своих нижних частей. Поскольку смещение кровли пласта значительно меньше его длины, то можно считать, что деформация пласта происходит по нормали к плоскости его залегания.

Способы, сводящие к минимуму возможность деформаций обсадных колонн, таковы:

установка обсадных колонн в скважине, заключающаяся в создании под башмаком обсадной колонны полости (зумпфа), позволяющей колонне свободно опускаться вниз под действием осевых нагрузок, возникающих вследствие деформации продуктивного пласта и оседания вышележащего массива горных пород;

периодическая инклинометрия ствола скважин, применяемая для диагностики технического состояния обсадных колонн и своевременного выявления мест и степени их деформаций;

вскрытие продуктивного пласта по нормали к его кровле, сводящее к минимуму сминающие нагрузки, возникающие при деформации пологих и круто залегающих продуктивных пластов;

тампонаж скважин вязкоиластическими жидкостями (массами), предотвращающий жесткое сцепление колонны со стенками скважины и возникновение в ней дополнительных осевых напряжений;

ремонт деформированных обсадных колонн, заключающийся в создании под их башмаком полостей с использованием для этих операций резцов, долот с расширителем или гидравлических расширяющих аппаратов.

3.4.2. КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБ

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших в мире. Почти 1/3 производимого металла разрушается по причине коррозии. Ежегодные потери металла от коррозии в нашей стране в нефтяной промышленности составляют 1 млн. т, из них 800 тыс. т — трубы. Общий метал-лофонд в нефтяной промышленности 40 млн. т. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30 % приводит к загрязнению окружающей среды.

Основной причиной коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрохимическое воздействие агрессивных компонентов, входящих в состав извлекаемого флюида, на металл. Интенсивность ее зависит: от характера и структуры металла; от характера состава агрессивной среды, в которой могут содержаться вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии; от температуры и давления этой среды; от механического воздействия на металл и т.п. [7].

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и влияющих на электрохимические реакции, является концентрация ионов водорода, т.е. водородный показатель pH среды. Если водородный показатель pH < 7, то это свидетельствует о кислой реакции, если pH > 7 — щелочной. Скорость коррозии особенно сильно возрастает с уменьшением pH до 4 и менее. При изменении pH от 4 до 9 скорость коррозии примерно остается постоянной, и с дальнейшим увеличением (pH > 9) она уменьшается. В сильно щелочной среде (pH > 14) наблюдается увеличение коррозии вследствие растворения продуктов коррозии с образованием ферратов.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования носит обычно смешанный характер: электрохимический, при котором разрушение является результатом действия большого количества микрокоррозионных гальванических элементов за счет неоднородности различных участков поверхности металла, имеющих разные потенциалы и химический характер, при котором разрушение является результатом непосредственного взаимодействия коррозионного агента с металлом. По основному агенту, вызывающему коррозию, различают: сероводородную и углекислотную коррозию и коррозию растворенными в пластовой воде низкомолекулярными органическими кислотами (уксусной, муравьиной, пропионовой и др.). Процессы коррозии протекают обычно со смешанным электрохимическим и химическим механизмом.

По условиям протекания коррозионного процесса выделяются следующие основные виды коррозии:

коррозия в электролитах, в качестве которых обычно служат кислоты. Электролитом является конденсационная или пластовая вода, насыщенная H2S, С02 или органическими кислотами или их солями;

ки росы -84 вС при температуре контакта 11 ’С, что позволяет использовать этот процесс в схемах сжижения газа.

Для снижения потерь осушителя предусмотрена абсорбция его паров из газовой фазы пентаном, который подается в верх колонны из емкости Е-1. Смесь пентана с поглощенным гликолем отводится с глухой тарелки и поступает в отстойник-распределитель. Для повышения четкости разделения фаз в смесь добавляют холодный пентан. После расслоения пентан насосом подают в абсорбер, а насыщенный раствор ТЭГа направляют на регенерацию. Благодаря доизвлечению паров гликоля пентаном унос ТЭГа с осушенным газом не превышает 0,2 г/1000 м3.

Выше было указано, что эта схема должна рассматриваться как первая ступень установок низкотемпературной обработки газа. В этом случае пентан, уносимый с газом, выделяется из него при охлаждении.

При подаче газа в магистральные газопроводы контактирование его с пентаном приводит к насыщению газа парами пентана. В результате может увеличиться концентрация пентана в товарном газе.

Для снижения уноса гликоля с осушенным газом верхнюю часть абсорберов оборудуют специальными устройствами: отбойными сетками, жалюзи, фильтрами и т.д.

Осушка конденсата. На практике имеют место случаи, когда требуется производить предварительную осушку газа и конденсата. Затем потоки газа и конденсата смешиваются и совместно транспортируются на объект назначения, где производится обработка газоконденсатной смеси по полной схеме. В частности, такие схемы могут применяться на морских платформах и промыслах, отдаленных от базовых ГПЗ. Ниже приводятся технологические схемы ряда установок, работающих по такой схеме.

Комбинированная схема осушки сернистого газа и конденсата. Технологическая схема использована на промысле для осушки газа и очистки конденсата от основного количества сероводорода [49].

Для испарения жидких углеводородов и предотвращения ги-дратообразования перед подачей в абсорбер газ нагревают до 29 “С.

Абсорбер работает под давлением 4,6 МПа. На выходе из абсорбера точка росы газа по воде составляет -7 “С. Подача такого газа от промысла до завода исключает интенсивную коррозию газопровода. Для осушки газа используют раствор ДЗГа. Перед десорбцией насыщенный раствор ДЭГа поступает в колонну К-2, где очищается от поглощенных сернистых соединений путем применения бессернистого газа, нагретого до 105 °С при давлении 4,67 МПа. Расход отпарного газа составляет 11 328 м3/сут.

Содержание сероводорода в ДЭГе до очистки - 480 г/л. Степень извлечения сернистых соединений из гликоля в колонне К-2 достигает 99 %.

Конденсат, выводимый из сепаратора, поступает в колонну К-3. Для выделения из конденсата сероводорода в низ колонны подается горячий отпарной газ в количестве 1,3 м3/л.

При очистке содержание сернистых соединений в конденсате снижается с 20 до 3 %. Одновременно происходит также осушка конденсата, что облегчает его дальнейший транспорт и переработку.

В колоннах К-2 и К-3 значение давления выбирают несколько выше, чем в абсорбере К-1. Это обеспечивает подачу отработанных потоков отпарного газа в абсорбер без помощи компрессора. При этом более влажный поток отпарного газа подают в сепарационную секцию абсорбера. Потери ДЭГа на установке составляли 32 г/1000 м3.

Отсутствие серийного производства, а следовательно, и возможности широкого применения хотя бы основных из разработанных дистанционных приборов, не позволяет подробно остановиться па их конструктивных и технологических характеристиках. Поэтому в табл. VI.10 приведена техническая характеристика лишь некоторых дистанционных приборов и комплексов. Болес подробную информацию об этих приборах можно получить от организаций, в которых они разработаны.

VI.5. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКА ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ

<

Основные элементы оборудования, предназначенного для спуска в скважину глубинных приборов с местной регистрацией,— проволока, лебедка и лубрикатор.

Проволока применяется диаметром от 1.6 до 2,5 мм. В процессе эксплуатации необходимо следить за ее состоянием во избежание обрыва. Проволока всегда должна быть смазана, причем делать это лучше всего при намотке па барабан лебедки. Проволока не должна иметь мест смятия, раковин, надломов, крутых изгибов, трещин. Глубинный прибор прикрепляется к концу проволоки при помощи специального узла, имеющего не менее шести витков, плотно прижатых друг к другу.

Лебедки для проволоки существуют переносные с ручным приводом и специальные — с механическим. К лебедкам первого типа относятся аппараты Яковлева легкой и тяжелой конструкции, вмещающие соответственно 100 и 2400 м проволоки, и портативная лебедка ЛП-2 на 5000 м проволоки.

Лебедки с механическим приводом устанавливаются на транспортном средстве и называются «установками для исследования скважин».

Установка «АзШ 1МАШ-8Л». .Монтажной базой служит шасси автомобиля ГАЗ-66. Все оборудование и инструмент установки размещены в специальном кузове фургонного типа с входной дверью в задней стенке. В боковой стснке кузова слева по ходу предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки, которая направляется в скважину при помощи устьевого ролика.

Лебедкой управляет оператор из кузова (включение шестерни трансмиссионного вала, управление фрикционной муфтой и тормозом)'. Включение двигателя, управление коробкой отбора мощности и наблюдение за системами автомобиля осуществляет водитель из кабины (табл. VI. 11).

Таблица VI. 11

Техническая характеристика лебедки

Показатели

АзИНМАШ

ЛСГ1-60

Допустимое тяговое усилие лебед

550

700

ки, кге

Диаметр рабочей проволоки, мм

1,6ч-1,8

1,8т-2,5

Наибольшая глубина обслужива

6000

2500-7000

ния, м

Скорость подъема инструмента, м/с

1,6-ч-5,3

0-^8

Емкость бара'ана лебедки, м

6500—5600

4300—7400

Установка «АзИНМАШ-8В». Предназначена для умеренной климатической зоны. Смонтнрозана па автомобиле высокой проходимости УАЗ-425. Все оборудование и инструмент размещены в кузове, имеющем боковую и заднюю двери. Люк для выхода рабочей проволоки расположен в боковой стенке кузова справа по ходу. Работой лебедки управляет оператор с поста, расположенного в кузове автомобиля.

Техническая характеристика лебедки установки «АзИНЛ\АШ-5В» аналогична технической характеристике лебедки установки «АзИНМЛШ-8В», но имеет больший диапазон скоростей подъема инструмента: от 0,31 до 8 м/с.

Установка ЗУИС. Предназначена для использования в районах со сложными дорожными условиями в холодной климатической зоне (район 16). Монтажной базой установки служит плавающий гусеничный транспортер ГАЗ-71, обеспечивающий передвижение по сильно пересеченной местности (рвы, ямы, насыпи), заболоченным участкам и болотам (за исключением участков торфяных болот без растительности), снежной целине, льду и воде (пр-i глубине более 1,2 м транспортер становится на плав).

Все навесное оборудование и инструмент установки размещены в грузовом отапливаемом отсеке транспортера под кузовом, имеющим теплоизоляционную обшивку. Люк с двумя направляющими роликами для выхода рабочей проволоки находится в боковой стенке кузова слева по ходу. Техническая характеристика лебедки аналогична технической характеристике лебедки установки «АзИ НМАШ-8А».

Установка ЛСГ1-66 предназначена для использования ь умеренной климатической зоне. Смонтирована на шасси автомобиля ГАЗ-66, имеет теплоизолированный кузов, разделенный перегородкой на два отсека — операторский, снабженный системой отопления, и лебедочный. Работу лебедки контролируют с поста управления через лобовое стекло в перегородке. Выход рабочей проволоки — через заднюю дверь кузова. Установка имеет индикатор натяжения проволоки. Техническая характеристика лебедки приведена в табл. VI.II.

Установка ЛСГ1-Тр71. Предназначена для использования в районах со-сложными дорожными условиями в холодной климатической зоне (район 16). Монтажной базой установки служит плавающий гусеничный транспортер ГАЗ-71 соответствующей проходимости (см. описание установки ЗУИС). Техническая характеристика механизма лебедки аналогична технической характеристике лебедки, смонтированной па установке ЛСГ1-66.

Лубрикаторы предназначены для спуска глубинных приборов в скважину с избыточным давлением на устье. В зависимости от системы регистрации измеряемых параметров различают лубрикаторы следующих типов.

Лубрикаторы, применяемые для спуска глубинных приборов с местной регистрацией, отличаются в основном конструкцией сальникового устройства. Схема лубрикатора показана на рис. VI.28. В конструкции лубрикатора предусматривается один отвод с вентилем для установки образцового манометра и другой — для выпуска газа из лубрикатора после закрытия бу<|юрной задвижки. Кронштейн верхнего ролика для удобства изготавливается откидным. Размеры лубрикатора выбираются исходя из конструкции фонтанной арматуры и спускаемого в скважину прибора.

Лубрикаторы, применяемые при спуске в скважину глубинных приборов с дистанционной регистрацией измеряемых параметров, существенно отличаются от лубрикаторов для спуска приборов с местной регистрацией. Отличие в конструкциях лубрикаторов связано с диаметром проволоки и бронированного кабеля, сальниковых устройств, длины лубрикаторов и др. В настоящее время на лубрикаторы для спуска приборов на кабеле также нет ГОСТа. Поэтому существуют лубрикаторы нескольких разновидностей. Для спуска глубинных дистанционных приборов кроме лубрикатора необходима буровая или эксплуатационная вышка или же передвижная установка типа «Бакипец-ЗМ», УПТ-32 и др. Размеры и конструкция вышки и лубрикатора выбираются в зависимости от давления газа на устье скважины. Общин вид обустройства устья скважины при спуске приборов с дистанционной регистрацией показан на рис. VI.29. Вышка оборудуется кронблоком и талевым блоком и используется при установке лубрикатора.

Лубрикатор, разработанный во ВНИИГазе и предназначенный для спуска приборов при давлении на устье скважины до 400 кгс/см2, показан на рис. VI.30 и состоит из секций, основания, сальникового устройства, направляющего блока и коллектора.

Каждая из шести секций представляет собой трубу с внутренним диаметром 61 мм, к верхней части которой фиварен наконечник с резьбой, а нижняя часть снабжена накидной гайкой для соединения с соседней секцией или основанием лубрикатора. Верхняя секция лубрикатора соединяется с сальниковым устройством. В зависимости от устьевого давления на скважине подбирается нужное число секций, т. е. варьируется общая высота лубрикатора.

коррозия под напряжением, возникающем за счет растяжения НКТ, в том числе и под действием собственного веса труб;

коррозионная эрозия, вызываемая большими скоростями движения электролита, наличием выступов, впадин вместе с абразивным истиранием металла;

щелевая коррозия, возникающая во фланцах и резьбовых соединениях;

биокоррозия, связанная с деятельностью сульфатов восстанавливающих бактерий, бактерий, поглощающих железо и марганец в форме ионов, и др,

По характеру коррозионного разрушения различают: сплошную коррозию, которая носит поверхностный характер; местную — точечную и питинговую; коррозионное растрескивание за счет одновременного воздействия агрессивной среды и растягивающих напряжений, поражающее металл в глубину, например, наводороживание металла при наличии HjS в газе.

Многообразие видов коррозии, протекающей на месторождениях природного газа, вызвано большим разнообразием условий работы газопромыслового оборудования, изготовленного из стали различных марок.

Наиболее четко выделяется несколько узлов, резко отличающихся характером и интенсивностью коррозионных разрушений, при отсутствии подачи ингибиторов или применении специальных сталей.

Коррозия НКТ обычно начинается с некоторой определенной глубины от устья скважины — например, па месторождениях Краснодарского края это 1200—800м. Ниже этого интервала коррозия была весьма незначительна. К устью скважины интенсивность коррозии возрастала. Внутренняя поверхность труб корродирует в основном равномерно. Скорость коррозии обычных стальных труб составляла 0,2 — 0,8 мм/год. Нижние концы труб в муфтовых соединениях труб корродировали на значительно большую глубину. Скорость коррозии их достигала 5 —7 мм/год. Максимальные разрушения фонтанной арматуры приурочены к местам резкого изменения направлений газожидкостного потока; поворотам, выступам, местам скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер. Скорость коррозии уплотнительных колец, задвижек, тройников достигала 10 мм/год и более.

Максимум коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах приурочен к нижней образующей, где в основном 210

движется электролит. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии меньше. Наряду с общим равноценным характером коррозии имеются участки с язвенной точечной коррозией. Скорость коррозии составляла 1 —

2 мм/год.

На УКПГ коррозия в основном носит равномерный характер, и скорость ее не превышает 0,2 —0,4 мм/год. В местах поворотов и в пониженных местах имеются участки с язвенной и точечной коррозией.

С увеличением концентрации коррозионных агентов в воде скорость коррозии увеличивается. Концентрация С02 и H2S в воде зависит от давления, температуры и минерализации воды.

В скважинах интервал изменений pH воды обычно колебался от 2 до 7. Отмечалось отсутствие коррозии в скважинах в нейтральных средах. Содержание pH зависит от концентрации в воде С02 и H2S и ее ионного и солевого состава.

Обычно с ростом температур возрастают скорость химических и электрохимических реакций и скорость коррозии, но увеличение температуры уменьшает растворимость С02 и H2S в воде, что уменьшает скорость коррозии. Однако при высоких давлениях концентрация коррозионных агентов в воде достаточно велика, и в целом рост температуры стимулирует процессы коррозии.

НКТ и обсадные колонны в скважине эксплуатируются в условиях значительных растягивающих напряжений, усиливающих интенсивность коррозии.

Рост скорости газожидкостного потока увеличивает интенсивность коррозии.

В местах расположения выступов, впадин, поворотов, штуцеров и других местных сопротивлений увеличивается скорость коррозии.

Присутствие углеводородного конденсата оказывает пассивированное влияние, уменьшая скорость коррозии за счет образования защитной пленки на металле. Однако конденсат служит и стимулятором коррозии на границе двух несмеши-вающихся жидкостей — воды и конденсата в присутствии сероводорода.

Г лава 5 РЕГЕНЕРАЦИЯ НАСЫЩЕННОГО РАСТВОРА ГЛИКОЛЯ

5.1. О НЕОБХОДИМОСТИ ОЧИСТКИ РАСТВОРОВ ГЛИКОЛЕЙ ОТ РАЗЛИЧНЫХ ПРИМЕСЕЙ

Известно, что после контактирования в абсорбере с сырьевым газом гликоли насыщаются водой. Кроме того, при циркуляции в системе в гликолях накапливаются различные примеси. Ниже подробно описываются источники загрязнения растворов гликолей, рассматриваются влияние этого фактора на показатели работы УКПГ и основные способы регенерации растворов от воды и других примесей с использованием результатов собственных исследований авторов и опубликованных литературных материалов [1-35].

Процесс добычи газа сопровождается выносом капельной жидкости (пластовой воды), частиц керна, остатков бурового раствора и т.д. из пласта. На стадии проектирования практически этот процесс не поддается прогнозированию и количественной оценке. Несмотря на это, все схемы обработки газа включают в себя входной сепаратор, одной из основных функций которого является отделение от газа капельной жидкости и механических примесей.

Капельная жидкость - пластовая вода; как правило, она содержит в том или ином количестве растворенные соли, в составе которых преобладает хлористый натрий. Наряду с этим в состав солей входят хлористый кальций, карбонаты кальция и натрия, хлористый магний и т.д.

Во входных сепараторах не достигается полное отделение капельной жидкости от газа; часть жидкости поступает в абсорбер, где поглощается раствором гликоля, используемым в качестве абсорбента для извлечения паров воды из газа. Одновременно в гликоле накапливаются тяжелые углеводороды, продукты коррозии оборудования установок осушки и осмоле-ния самих гликолей и т.д.

Происходит также накопление компрессорного масла в гликоле. На одной из установок при дожатии газа в него попадало до 0,45 мг/м3 компрессорного масла. Следует отметить, что это всего лишь в 2-3 раза меньше, чем величина равновесных потерь ДЭГа с осушенным газом, и практически столько же, сколько и составляют равновесные потери ТЭГа. Поэтому к уносу масла с обработанным газом и влиянию этого фактора на показатели ГТС необходимо относиться с той же серьезностью, что и к равновесным потерям гликоля с газом.

При производительности технологической нитки 10 млн. м3/сут количество масла, поступающее в абсорбер, составляет

4,5 кг/сут. Часть этого масла поглощается раствором гликоля. Поскольку температура кипения масла значительно выше температуры низа колонны, часть масла накапливается в^тли-коле.

Наличие примесей в циркулирующем ДЭГе оказывает отрицательное влияние на работу установок осушки газа. Так, в процессе нагрева и регенерации на теплоиередающих поверхностях оборудования отлагаются твердые асфальтоподобные конгломераты, состоящие из кристаллических солей, механических примесей, частиц глины, песка и окалины, смолистых продуктов. Образование таких отложений на поверхностях нагрева затрудняет теплообмен, приводит к увеличению энергозатрат и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей. л

Накопление минеральных солей в растворе увеличивает коррозионную активность последнего, что существенно усиливает коррозию конструкционных материалов и оборудования газопромысловых объектов.

Опыт эксплуатации ряда установок осушки газа подтверждает высокую коррозионную активность ДЭГа в системах осушки и регенерации - наблюдается коррозия тарелок и перегородок (вплоть до провалов) в абсорберах и колоннах регенерации, прогары труб испарителя и т.д. (при наличии в растворе механических примесей и растворенных солей). Практика эксплуатации установок комплексной подготовки газа на Ямбург-ском ГКМ показывает, что накопление в гликоле солей и механических примесей способствует также эрозии оборудования. Известны случаи аварийной остановки печей подогрева ДЭГа по этой причине.

Наличие солей в растворе повышает его вязкость. Одно из отрицательных последствий этого - ухудшение массообменного процесса (при прочих равных условиях). Более того, в системе может не установиться равновесие, что равнозначно недо-осушке газа.

/ — корпус лубрикатора; 2 — корпус сальника; 3 — сальниковая набивка; 4 — болт нажимной; 5 — проволока; 6 — ролик направляющий; 7 — ролик предохранительный съемный; 8 — кронштейн откидывающийся; 9 — кольцо упорное; 10 — манометр; 11 — вентили

Рис. VI.29. Оборудование устья скважины для спуска дистанционных глубинных приборов.

1 — агрегат; 2 — фонтанная арматура; 3 — прибор; 4 — грузы; 5 — лубрикатор; 6 — сальниковое устройство; 7 — талевый блок

Сальниковое устройство (рис. VI.30) состоит из четырех секций, каждая из к юрых содержит лабиринтное уплотнение, представленное чередованием бронзовых и фторопластовых уплотнительных колец и камер лабиринта, а также камеру сброса давления. Секции сальника соединяются между собой с помощью накидных гаек. Герметичность соединений осуществляется так же, как и между

кольцами. Применение многосекционного сальника дает возможность рассредоточить падение давления на значительной длине, что в свою очередь позволяет создать герметичный сгльник без больших нагрузок на уплотняющие элементы. В верхней части сальника установлен направляющий ролик для центрального ввода кабеля в лубрикатор .

Основание лубрикатора — переходная деталь для соединения лубрикатора с буферной задвижкой скважины. Фланец основания имеет три ввода во внутреннюю полость основания. Один ввод соединяет камеру лубрикатора со скважиной в обход буферной задвижки и служит для выравнивания давления в камере лубрикатора перед открытием буферной задвижки. Второй ввод служит для присоединения манометра и последующего контроля давления на головке скважины. Третий ввод необходим для стравливания давления из камеры лубрикатора перед его демонтажем.

Направляющий блок предназначен для направления кабеля в лубрикатор. Выполнен из материалов, исключающих искрообразование. Крепится к вышке или крюку талевой системы над сальниковым устройством.

Коллектор представляет собой трубу с внутренним диаметром 50 мм, к которой присоединяются трубки, отводящие газ от камер сброса давления сальникового устройства. Каждая отводящая трубка снабжена вентилем и манометром для равномерного распределения потерь давления в секциях сальникового устройства. При необходимости на конце отводной трубы коллектора можно установить ДИКТ для измерения количества газа, отводимого из сальникового устройства.

В процессе сборки лубрикатора через него протаскивается кабель, заведенный предварительно за блок-баланс и направляющий блок. Затем к концу кабеля присоединяется глубинный прибор и выше него надеваются на кабель грузы.

секциями лубрикатора, резиновыми


Рис. VI.30. Сальниковое устройство

Защита оборудования от коррозии с применением ингибиторов является самым распространенным методом. Ингибиторы условно можно подразделить на следующие группы.

Нейтрализаторы, нейтрализующие коррозионные агенты. Широко распространены такие нейтрализаторы, как известковое молоко, сода и др. Нейтрализаторы обладают высокой эффективностью защиты (до 100%), а также увеличивают теплотворную способность газа за счет нейтрализации СО., и H2S. Однако в результате нейтрализации могут образовываться нерастворимые осадки, забивая штуцера, трубопроводы и др. При значительном содержании С02 и H2S для нейтрализации требуется большое количество данного ингибитора, Обычно при содержании H2S в газе в количестве, при котором экономически нецелесообразно получение элементарной серы, применение нейтрализаторов приобретает практический интерес.

Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Применяют углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы. В качестве первых распространены отходы нефтехимического производства.

Ингибитор ИКСГ-1 является углеводородорастворимым и применяется для защиты от коррозии оборудования газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится С02. Для защиты от H2S используют ингибитор И-1-А (смесь прири-диновых кислот высших оснований). Кроме того, в качестве ингибиторов применяют: РА-23 — смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-б, "Виско”, ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используют комплексные ингибиторы коррозии и гидратообраэования типа КИ-ГИК.

В последние годы стали изготовлять высокогерметичные коррозионно-стойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18-Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения.

Ингибиторы в затрубное пространство подают дозировоч-

ным насосом. Поступая на забой, они подхватываются восходящим потоком газа и растекаются по стенкам НКТ.

В пласт закачку ингибиторов производят периодически —

1 —4 раза в год с помощью заливочного агрегата. Этот метод эффективен и не требует больших затрат. При выборе ингибитора необходимо не ухудшить коллекторские свойства пласта. В США и Канаде распространены твердые ингибиторы, которые сбрасываются или с помощью троса спускаются на забой, где, растворяясь в жидкости, поднимаются на поверхность, образуя защитную пленку на внутренней поверхности НКТ и арматуры.

На промыслах для защиты различных элементов оборудования довольно широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так, применение уплотнительных колец из стали марки 1Х8Н9Т и наплавка уплотнительных поверхностей задвижек фонтанной арматуры электродами из нержавеющей стали способствовали увеличению срока службы этих узлов в несколько раз.

Применение защитных покрытий

Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные, стеклянные и др.) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренней поверхности газопроводов, сепараторов ири наличии в газе H2S. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, с точки зрения коррозии, условиях эксплуатации. Для газоконденсатных скважин из пластмассовых покрытий выдержали испытания покрытия на основе эпоксидных композиций и др.

Для защиты оборудования и труб от коррозии при наличии H^S и С02 можно использовать и стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности груб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключаются в их химической стойкости и механической прочности. Стеклоэмалевые покрытия обладают высокими защитными свойствами. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50 - +300 “С.

Основными материалами, входящими в состав большинст-

При значительном накоплении тяжелых углеводородов в гликоле возможно образование двухфазной системы в виде эмульсии с последующим осаждением части углеводородов на поверхности жаровых труб и образованием пленки. Этот процесс вызывает закоксовывание стенок, в результате чего их поверхность становится неровной, а в низких местах могут скапливаться гликоль и углеводороды, которые под действием высоких температур разлагаются. Образующиеся кислоты, усиливая коррозию, способствуют разрушению материала оборудования. Продукты коррозии, накапливаясь в гликолях, усугубляют описанные выше проблемы.

Особенно серьезные осложнения вызывает углерод, образующийся при разложении тяжелых углеводородов: он быстро накапливается в жаровых трубах и создает на их поверхности пленки. С увеличением толщины пленки температура стенок повышается, что нередко вызывает образование трещин.

Шлам, образующийся из продуктов разложения гликоля и тяжелых углеводородов, может забивать тарелки и теплообменники. Кроме того, наличие шлама в растворе приводит к эрозии деталей насоса, арматуры и регуляторов, а также требует частых замен фильтрующих элементов,

Учитывая серьезность этой проблемы, иногда даже рекомендуют вывести гликоль из системы при содержании в нем углеводородов более 0,5 % (масс.) и подвергнуть очистке [14].

Механические примеси, попадая в абсорберы, забивают его контактные элементы. В результате этого происходит ухудшение массообмена между фазами, снижается эффективность процессов. Одновременно увеличивается также перепад давления на установке.

Забивание механическими примесями сечения контактных устройств приводит к увеличению скорости газа, что, в свою очередь, способствует пенообразованию и уносу гликоля в виде капель. Такие же последствия имеет загрязнение сепарацион-ных элементов. По данным специалистов ТюменНИИгипрога-за, при загрязнении фильтров эти потери со временем могут составить до 100 г/1000 м3 [24].

В связи с изложенным важное значение приобретают вопросы регенерации растворов от влаги и их очистки от различных примесей, таких как минеральные соли, механические примеси, продукты коррозии и т.д.

5.2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССОВ РЕГЕНЕРАЦИИ

Как указывалось выше, для повторного использования растворов гликолей на установках осушки газа необходимо подвергнуть их регенерации от поглощенных примесей. При этом количество выделенных веществ должно быть равно количеству поглощенных компонентов. В противном случае происходит накопление примесей в растворе и снижение его поглотительной способности.

Регенерация насыщенных растворов гликоля производится на специальных блоках УКПГ. Для этого применяют процессы ректификации при атмосферном давлении и под вакуумом, с использованием азеотропного агента и отпарного газа. Общая характеристика процессов регенерации растворов гликолей подробно описана в работах [1-7, 17, 20, 21, 26, 27, 30-36].

Ниже приводится характеристика основных процессов регенерации растворов гликолей. Во избежание повторов здесь не дается ряд схем блоков регенерации, которые указаны в рамках общей схемы установок абсорбционной осушки газа в гл. 4 настоящей книги.

Ректификационные процессы. Эти процессы наиболее эффективно протекают в том случае, когда температура низа колонн соответствует температуре кипения ректификата - кубового продукта. Как было указано выше, ДЭГ и ТЭГ нельзя нагревать выше 164 и 206 °С ввиду их термической неустойчивости. При такой температуре низа десорбера и давлении верха колонны максимальная концентрация ДЭГа и ТЭГа в регенерированных растворах составит 96,7 и 98,1 % соответственно. Как было сказано в гл. 4, растворы такой концентрации в условиях производства не обеспечивают достаточно глубокую осушку газа. В связи с этим для повышения глубины регенерации гликолей применяется вакуумный способ. Температура кипения гликолей в зависимости от вакуума в системе приведена в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Зависимость температуры кипения гликолей от давления

р, мм рт. ст.

Гликоль

р, мм рт. ст.

Гликоль

ДЭГ

ТЭГ

ДЭГ

ТЭГ

1

91,8

114,0

60

174,0

201,5

5

120,0

144,0

100

187,5

214,6

10

133,8

158,1

200

207,0

235

20

148,0

174,0

400

226,5

256,6

40

164,3

191,3

760

244,8

287,3

Сначала поднимают лубрикатор настолько, чтобы нижний его фланец быт на несколько сантиметров выше фланца буферной задвижки. Затем, поддерживая лубрикатор под углом 104-15' от вертикали с помощью троса, кабельной лебедкой поднимают прибор и грузы в камеру лубрикатора. По окончании необходим) прикрепить лубрикатор к фланцу буферной задвижки и вышке, а также соединить все отводные трубки.

Лубрикаторы других типов отличаются от описанного конструкцией отдельных элементов. Были попытки изготовить лубрикатор с принудительным протягиванием кабеля через сальниковое устройство, с боковым отводом на камере для облегчения ввода прибора в лубрикатор и др., но они не получили широкого распространения.

Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность  »
Библиотека »