Author: Гриценко А.И Истомин B.А. Кульков А.Н. Сулейманов Р.С.
Tags: инженерное дело техника в целом термодинамика издательство недра энергосбережение добычи газа газовые и газо конденсатные месторождения
ISBN: 5-247-03818-5
Year: 1999
Text
A.I.Gritsenko V.A.Istomin
A.N.Kulkov R.S.Suleimanov
GATHERING
AND CONDITIONING
OF GAS
ON THE NORTHERN
GAS FIELDS
OF RUSSIA
MOSCOW
"NEDRA" PUBLISHING HOUSE"
1999
A.I.Gritsenko V.A.Istomin
A.N.Kulkov R.S.Suleimanov
GATHERING
AND CONDITIONING
OF GAS
ON THE NORTHERN
GAS FIELDS
OF RUSSIA
MOSCOW
"NEDRA" PUBLISHING HOUSE"
1999
А.И.Гриценко В.А.Истомин
А.Н.Кульков Р.С.Сулейманов
СБОР
И ПРОМЫСЛОВАЯ
ПОДГОТОВКА ГАЗА
НА СЕВЕРНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
РОССИИ
МОСКВА
ОАО "ИЗДАТЕЛЬСТВО "НЕДРА"
1999
УДК 62'2.279.23:()l)j (;.'j2
Гриценко А.И , Истомин BJL., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая под-
готовка газа на месторождениях России. — М/ ОАО "Издательство "Недра". 1999. —
473 с.: ил. - ISBN 5-247-03818-5.
Представлен анализ современного состояния проблемы добычи газа на газовых и газо-
конденсатных месторождениях Крайнего Севера. Детально рассмотрена действующая норма-
тивная документация (ГОСТы, ОСТы. стандарты предприятий) ио показателям качества про-
дукции газовой промышленности и методам его контроля
Представлено текущее состояние ресурсов и запасов углеводородного сырья Западно-
Сибирской нефтегазоносной провинции.
Изложены термодинамические основы современных энергоресурсосберегающих техно-
логий добычи газа с учетом требований их экологической безопасности. Большое внимание
уделено проблеме предупреждения и ликвидации газовых гидратов.
Детально описаны основные технологические процессы промысловой подготовки газа:
абсорбционные методы и низкотемпературные процессы. Рассматриваются перспективные
модификации технологических процессов.
Для специалистов по разработке и эксплуатации газовых н газоконденсатных место-
рождений и смежных специальностей, также может быть полезна в учебном процессе.
Табл. 107. ил. ЮЗ. список литературы 310 назв.
Gritsenko А.1., Istomin VA., Kulkov A.N., Suleimanov ILS. Gathering and Conditioning of
Gas on the Northern Gas Fields of Russia. — Moskow, Nedra Publishing House, 1999.
The book analyses the present state of gas production on the Arctic gas and gas condensate
fields. Detailed normative and technical documentation on quality of predicts of the gas industry
and the methods of its control is given.
The current slate of hydrocarbon resources and reserves in Western Siberia gas bearing
province.
Thermodynamic basis of the modem energy-saving technologies of gas production with re-
gard to the requirements for its ecological compatibility are described. Much attention is paid to
the problem of prevention and removal of gas hydrates.
The basic technological processes of field gas conditioning such as absorption methods and
low temperature processes are described in detail. The promising modifications of technological
processes that can be also used at the latest stages of field development.
The book is aimed primarily at technical staff involved in the development and exploitation
of gas and gas condensate fields as wfell as at students of appropriate high schools and training
courses.
The book dis devoted to the twentieth anniversary of Urengoigazprom and fiftieth anniver-
sary of VNIIGAZ.
Организация-спонсор ПО "Уренгойгазпром"
ISBN 5-247-03818-5
© А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, .
Р.С. Сулейманов. 1999
© Оформление. ОАО “Издательство “Недра”,
1999
ВВЕДЕНИЕ
Перспективы газовой промышленности России на ближайшие десятилетия
связаны с дальнейшей эксплуатацией гигантских месторождений Крайне-
го Севера (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и их сателлиты) и вво-
дом в разработку ряда новых крупных месторождений севера Тюменской
области и п-ова Ямал. В этой связи анализ и обобщение опыта эксплу-
атации промысловых систем северных месторождений России (преж-
де всего. Уренгойское и Ямбургское) представляется весьма актуальной за-
дачей.
В 1998 г. исполнилось 20 лет газодобывающему предприятию Уренгой-
газпром и 50 лет Всероссийскому научно-исследовательскому институту
природных газов и газовых технологий (ВНИИГаз). Эти важные юбилей-
ные вехи обязывают нас подвести некоторые итоги и переосмыслить по-
истине огромный накопленный промысловый опыт. Представляется важ-
ным проанализировать достоинства и недостатки существующих промыс-
ловых систем, выявить современные тенденции развития отрасли в север-
ных регионах, а также обратить основное внимание на перспективные
энерго- и ресурсосберегающие технологии освоения месторождений, в
максимальной мере учитывающие специфические особенности газовых и
газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
При подготовке монографии авторы ставили перед собой следующие
основные задачи:
• В сконцентрированном, обобщенном виде отразить богатый опыт
проектирования и эксплуатации промысловых систем на Крайнем Севере,
главным образом за последние десять — пятнадцать лет. При этом особое
внимание уделить анализу перспективных разработок ВНИИГаза и про-
мыслового опыта Уренгойгазпрома в связи с тем, что 1998 г. является
дважды юбилейным. Наряду с новыми технологиями уделить внимание и
постоянно возникающим технологическим проблемам на газопромыслах,
наметив оптимальные пути их решения (и тем самым попытаться макси-
мально продлить срок "полноценной жизни" монографии).
• Избежать заметных повторов с недавними оригинальными публика-
циями специалистов Надымгазпрома. В этой связи в данной монографии не
рассматриваются адсорбционные технологии осушки природного газа,
представление о которых можно получить по двум опубликованным кол-
лективным монографиям под редакцией проф. Р.И. Вяхирева "Совер-
шенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторож-
дениях Крайнего Севера" (М., Наука, 1996, 415 с.) и "Повышение эффек-
5
тивности освоения газовых месторождении Крайнею < .енера" (М., Наука,
1997, 655 с.).
• Дать "обильную пищу для размышлений" специалистам проектных
организаций и тем самым прямо и косвенно способствовать повышению
уровня технологического проектирования газопромысловых систем. В свя-
зи с таким методическим подходом в монографию включена и обширная
глава по сырьевой базе отрасли в Западной Сибири, материал которой,
по-видимому, будет достаточно новым и интересным для специалистов по
промысловой подготовке газа.
в Дать анализ перспектив использования абсорбционных технологий
подготовки газа, особенно на поздней стадии разработки газовых место-
рождений. Здесь наиболее интересным техническим решением представля-
ется возможнос ть использования технологии осушки газа на двух темпера-
турных уровнях с охлаждением газа между ступенями осушки (например, с
использованием аппаратов воздушного охлаждения газа). Подобная техно-
логия позволяет на деле реализовывать осушку газа при низкой температу-
ре контакта, о возможности которой применительно к северным место-
рождениям говорят уже многие годы.
® Значительное место отвести изложению низкотемпературных про-
цессов промысловой подготовки газа. При этом в качестве наиболее инте-
ресного и существенного момента выделить отечественные и зарубежные
разработки новых и весьма перспективных технологических процессов с
рециркуляцией летучих абсорбентов, являющихся одновременно и ингиби-
торами гидратообразования.
• Рассмотреть основные проблемы совершенствования качества про-
дукции газовой промышленности и методы определения показателей каче-
ства. Дать детальный и практически исчерпывающий анализ понятию точек
росы газа по водным фазам, что в перспективе позволяет конкретизиро-
вать требования по глубине осушки газа в системах промысловой подго-
товки газа в зависимости от тех или иных специфических условий север-
ных месторождений.
® Представить ряд материалов справочного характера, а для удобства
практического применения сделать отдельные главы монографии достаточ-
но автономными. Одновременно чрезмерно не перегружать текст моно-
графии математическими выкладками и формулами, пытаясь представить
материал в простой и доступной форме, с тем, чтобы он мог быть активно
использован как специалистами-практиками, так и в учебном процессе.
Возможно, некоторое исключение из последнего положения составляет
раздел 8.6, где показана необходимость более корректного обращения с
понятием показателя адиабаты природного газа и введены в рассмотрение
так называемые обобщенные показатели адиабаты (Изоэнтропы) реально- \
го газа. Это связано с тем, что активное использование обобщенных по- i
казателей адиабаты позволяет получать простые инженерные формулы по- |
вышенного класса точности для расчета эжекторов, компрессоров, процес- J
сов истечения и др. Мы также старались не перегружать изложение про-
6
извод< । пгпными деталями (исключение делается н случаях, если анализ
промыслового материала представляет общеотрасленой интерес).
• И, наконец, уделить повышенное внимание' проблеме предупрежде-
ния и ликвидации газовых гидратов в системах сбора и промысловой под-
готовки газа, не только потому, что она является одной из центральных на
северных газовых и газоконденсатных месторождениях, но и в связи с
тем, что в последнее десятилетие вообще наметился новый виток интереса
к газогидратной проблематике (это и оптимальное использование традици-
онных ингибиторов, и поиск новых подходов к предупреждению гидрато-
образования, основанных на углубленном изучении кинетики гидратообра-
зования. и возможности более широкого применения газогидратных тех-
нологий, например, при транспорте и хранении природного газа, а также
из-за активного обсуждения в последние годы геологических аспектов
проблемы — наличия многочисленных газогидратных залежей, рассматри-
ваемых как наиболее перспективный нетрадиционный источник углеводо-
родов в XXI веке).
Разумеется, охватить все проблемы промысловой подготовки газа,
даже в весьма объемной монографии, не представляется возможным. Так,
практически остались без детального рассмотрения вопросы совершенст-
вования основного технологического оборудования установок подготовки
газа (эти аспекты заслуживают отдельной монографии с углубленным
анализом накопленного позитивного и негативного опыта эксплуатации
технологических аппаратов). Отдельная монография, на наш взгляд, сейчас
остро необходима и по новым подходам к проектированию низкотем-
пературных технологических процессов промысловой и заводской обра-
ботки природных этансодержащих газов с детальным анализом техничес-
ких, экологических и экономических проблем газохимических комплек-
сов.
В связи с поставленными задачами ряд рассматриваемых положений
носит в определенной мере дискуссионный характер, а в некоторых случа-
ях мы даже намеренно пошли на некоторую "драматизацию" ситуации,
чтобы заострить характерные проблемы и привлечь внимание специалис-
тов, особенно из смежных областей (специалистов по разработке место-
рождений и по магистральному транспорту природного газа), к промысло-
вым проблемам. Так, на наш взгляд, в отечественной практике все еще от-
сутствует системный подход к проектированию разработки и эксплуатации
месторождений. Например, прогнозные показатели разработки месторож-
дений, размещение групп эксплуатационных скважин, их конструкции еще
-в должной мере не учитывают особенности эксплуатации, систем сбора и
промысловой подготовки газа, расположенных в северных регионах, а да-
йлее по технологической цепочке — существующие технологии магистраль-
ного транспорта товарного газа недостаточно учитывают нюансы промыс-
^,’ловой подготовки газа (специалисты по транспорту газа зачастую предъяв-
Ьляют завышенные требования к качеству промысловой обработки газа, не
^Представляя в необходимом объеме суть технологических проблем добычи
Егаза). .
7
„ры буду, считать свою задачу выполненной, если данная моно-
чызовст интерес специалистов к ряду нерешенных проблем эксплу-
д.зовых и газоконденсатных месторождений и в какой-то мере бу-
обствон/iTi, более углубленным методическим проработкам, а гак-
.ьному внедрению новых технологических процессов сбора и про-
,н подготовки газа в экстремальных условиях Крайнего Севера
иография подготовлена авторским коллективом специалистов
аза и Уренгойгазпрома: А.И. Гриценко (главы 1. 2, 3, 7, 8, 9),
гоминым (главы 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9), А.Н. Кульковым (главы 1, 2, 6,
J. Сулеймановым (главы 1, 2, 6, 7, 8), В.А. Ставицким (главы 6, 7, 8),
ицишиным (главы 6, 8), Ю.Н. Ефимовым (глава 7), Ю.Б. Салиховым
5), В.А. Скоробогатовым (глава 3), В.И. Старосельским (глава 3) и
ампуровой (глава 1).
Глава 1
ПРОДУКЦИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ:
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ
И МЕТОДЫ ЕГО КОНТРОЛЯ
Продукция газовой промышленности может быть классифицирована сле-
дующим образом.
1. Природные и нефтяные газы (подаваемые в магистральные газопро-
воды и далее конечному потребителю, а также на переработку).
2. Газообразные чистые углеводороды (метан и этан) и инертные газы
(прежде всего, гелий), а также газовые смеси заданного состава для специ-
альных целей.
3. Жидкие смеси углеводородов (пропан, бутан и их смеси); широкая
фракция легких углеводородов (ШФЛУ); стабильный и нестабильный угле-
водородные конденсаты, газовые бензины и продукты их переработки и т.д.
4. Твердые продукты газопереработки: сажа специальная, технический
углерод, техническая сера и др.
Показатели качества продукции разрабатываются, периодически пере-
сматриваются и фиксируются в соответствующих общероссийских (ранее в
общесоюзных) стандартах (ГОСТах), отраслевых стандартах (ОСТах), тех-
нических условиях (ТУ) и стандартах нефтегазодобывающих и нефтегазо-
перерабатывающих предприятий (СТП).
ГОСТы устанавливаются на показатели качества продукции, произво-
димой рядом отраслей страны, ОСТы — на продукцию одной отрасли
(иногда и нескольких: в нашем случае ОСТы фактически распространяются
на продукцию газовой, нефтяной и нефтехимической отраслей), тогда как
технические условия (ТУ) могут устанавливаться как на продукцию отрасли,
так и на продукцию отдельного предприятия (этот момент обязательно
указывается в вводном разделе соответствующего нормативного документа).
Основной методический подход к установлению показателей качества
состоит в возможности на практике контролировать эти показатели как
производителем, так и потребителем продукции. Поэтому, помимо разра-
ботки стандартов на показатели качества выпускаемой продукции, одно-
временно разрабатываются и совершенствуются нормативные документы
по методам (методикам) контроля этих показателей (например, по опреде-
лению основных компонентов в продукции, содержания примесей, тепло-
ты сгорания топлива и т.п.).
/• . Основные технические требования на продукцию газовой промыш-
ленности и методологию управления ее качеством часто обсуждаются в со-
ответствующей нормативной, методической, справочной и учебной литера-
туре (следует отметить обобщающие работы [1—4]). Ниже в компактном
виде представлена обновленная информация по показателям качества и ме-
тодам контроля в основном применительно к продукции северных газо-
1.1. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ГАЗА
Технические условия к качеству природного и попутного нефтяного газов
могут быть подразделены на несколько групп.
1. Технические требования на газы, поступающие во внутрипромыс-
ловые коллекторы (газопроводы) после их первичной обработки на про-
мысле.
2. Технические требования на газы, подаваемые и магистральные газо-
проводы.
3. Технические требования на газы, предназначенные в качестве сырья
и топлива при промышленном и коммунально-бытовом потреблении (в
том числе и при использовании горючего газа как топлива для газобаллон-
ных автомобилей).
4. Технические требования на газообразные чистые компоненты, по-
лучаемые из природного газа.
5. Технические требования на газовые смеси определенного состава,
используемые для специальных целей (например, как стандартные смеси
для хроматографии).
Прежде всего отметим, что технические требования на газы, подавае-
мые во внутрипромысловые газопроводы (шлейфы, коллекторы), а также
установки комплексной подготовки газа обычно не задаются какими-либо
специальными нормативными документами, а фиксируются в соответству-
ющих проектах разработки, обустройства месторождений и конкретизи-
руются в технологических регламентах на установки промысловой обра-
ботки газа. Приведем, однако, случаи, когда фиксация этих требований в
соответствующих ТУ или стандартах предприятий является достаточно ак-
туальной. Существуют определенные требования на содержание капельной
жидкости и механических примесей на сырой газ, подаваемый на компри-
мирование (на ДКС, расположенную в “голове" процесса промысловой об-
работки газа). Эти требования отражены в ТУ 26-12-638 — 82. Подобные же
жесткие требования на содержание примесей (жидкой и твердой фаз) в
газе должны соблюдаться при его подаче на расширительные устройства —
центробежные турбодетандеры (к сожалению, последние требования до
сих пор четко не регламентированы). Другой пример — внутрипромысло-
вый транспорт сероводородсодержащего газа с установок первичной про-
мысловой обработки на соответствующий ГПЗ. Здесь существующие тех-
нические требования по влажности газа направлены на ограничение кор-
розионной активности кислого газа.
В настоящее время (согласно проектам обустройства газовых и газо-
конденсатных месторождений Крайнего Севера) для ряда месторождений
предполагается строительство одной централизованной установки подго-
товки газа (УКПГ) и нескольких с ней связанных установок первичной
подготовки газа (УППГ), например, схема обустройства валанжинской за-
лежи Ямбургского месторождения предусматривает одну УКПГ и две J
УППГ. На УППГ производится только предварительная сепарация природ- 4
кого газа, который далее поступает во внутр и промысловый коллектор
(газопровод) УППГ-УКПГ, причем внутрипро.мысловый транспорт сырого ,<
газа (газ + нестабильный конденсат + водный раствор ингибитора гидратов
и/или коррозии) может, осуществляться на расстояние несколько десятков
километров (25 — 30 км, а иногда и свыше 50 км). Принципиальная возмож-7
ность внутри- и межпромыслового транспорта газа (т.е. газожидкостных
10
смесей) на значительные расстояния с гидродинамической точки зрения
давно обоснована (см., например, [5]). При реализации подобных проектов
по внутрипромысловому транспорту сырого газа на значительные расстоя-
ния целесообразно параллельно разрабатывать и нормы технологического
проектирования, содержащие технические требования как на сырой газ,
поступающий во внутрипромысловый коллектор, так и на режимы эксплу-
атации этого коллектора (здесь имеются в виду следующие показатели:
термобарические условия; диапазон возможных скоростей потока газа,
обеспечивающих вынос жидкой фазы из пониженных участков трассы
газопровода; количество подаваемого ингибитора гидратообразования и
т.п.).
Что касается показателей качества товарного газа, подаваемого в ма-
гистральные газопроводы и далее конечному потребителю газа, то при их
разработке учитываются следующие технические соображения.
1. Целесообразно обеспечить магистральный транспорт газа в одно-
фазном состоянии (предполагается, что в трубопроводе практически не
должны выделяться из газа как углеводородная жидкая фаза, так и водная
фаза: под водной фазой здесь имеются в виду жидкая вода; водные раство-
ры метанола, гликолей, аминов с примесями ингибиторов коррозии, а
также лед и твердые газовые гидраты).
2. Товарный газ не должен вызывать сколько-нибудь значительную
коррозию трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов
и т.п.
3. Необходимо обеспечить и определенные потребительские качества
газа как топлива или углеводородного сырья (в частности, теплотворную
способность) у конечного потребителя с обязательным учетом требований
безопасности при использовании газа (одорирование газа; жесткие ограни-
чения на содержание сероводорода и т.д.).
Технические требования на качество природного газа в настоящее
время нормируются тремя стандартами.
1. Отраслевым стандартом на газы горючие природные, поставляемые
и транспортируемые по магистральным газопроводам, ОСТ 51.40 — 93, ко-
торый был утвержден 10 сентября 1993 г. и введен в действие с 1 октября
1993 г. (взамен ОСТ 51.40 — 83). Основные требования этого нормативного
документа представлены в табл. 1.1.
2. Государственным стандартом 5542 — 87 на газы природные для про-
мышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 1.2).
3. Государственным стандартом 27577 — 87 на газ природный сжатый
для газобаллонных автомобилей (табл. 1.3).
Целесообразность нормирования показателей качества природных га-
зов несколькими нормативно-техническими документами определяется
различием требований на показатели качества газа для магистрального
транспорта и для использования его в промышленности, в быту и как топ-
лива газобаллонных автомобилей. Так, целью установления показателей
и норм на качество газа, предназначенного для транспорта по магистраль-
ным газопроводам, является повышение надежности и эффективности ра-
;; боты,газотранспортных систем, а также повышение коэффициента извле-
чения-углеводородного конденсата на газодобывающих предприятиях и,
ЧАФ'РватиЙьно, снижение потерь конденсата (и тем самым до некоторой
^степени стимулирование внедрения на промыслах и газоперерабатываю-
заводах новой техники и передовых технологий).
11
Таблица 1.1
Физико-химические показатели природных газов, поетанл»,сМЫХ 11 1 Реимпортируемых
по магистральным газопроводам (по ОСТ 51.40—93, введенному с ОГЮ.рз г. без указания срока
действия)
Показатель Значения для макроклиматических районов
умеренный холодный
с 01.05 по 30.09 с 01.10 по 30.04 с. 0) 05 по 30.09 с 01.10 по 30.04
Точка росы газа по влаге, °C, не выше -3 -5 -10 -20
Точка росы газа по углеводородам, вС, не 0 0 -10
выше 0.007(0.02)
Концентрация серово- дорода, г/м , не более 0,007(0,02) 0,007(0,02) 0,007(0,02)
Концентрация мер- каптановой серы, г/м1, не более 0,016(0,036) 0,016(0,036) 0,016(0.036) 0,016(0,036)
Концентрация кисло- рода в газе, об. % 0.5 0.5 1 32.5 1
Теплота сгорания, низшая, МДж/м3 (при 20 °C и 0.1 МПа) 32,5 32,5 32,5
Содержание мехаии- Оговаривается отдельно в соглашениях на поставку газа с ПХГ.
ческих примесей и ГПЗ и промыслов
труднолетучих жидко- стей
П ри мечания.
1. Климатические районы по ГОСТ 16350 — 80 "Климат, районирование и статистиче-
ские параметры климатических факторов для технических целей'. 2. Величины, заключен-
ные в скобках, действительны до 01.01.2000. 3. Для газов, в которых содержание углеводе-
родов С5твысшиг не превышает 1,0 г/м, точка росы по углеводородам в рамках данного стан-
дарта не нормируется (из-за отсутствия в таких случаях требовании на точку росы по угле-
водородам проектные решения по подготовке "тощего газа не всегда обеспечивают
транспорт газа в однофазном состоянии на головном участке магистрального газопровода).
В ряде случаев допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким со-
держанием сероводорода и меркаптанов
Физико-химические показатели природных горючих газов промышленного
и коммунально-бытового назначения (по ГОСТ 5542-87)
Таблица 1.2
Но- мер п/п Показатель Норма
1 2 3 4 5 6 7 8 НИЯ. / НИЮ с показ треби нефту Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее (при 20 °C и 0,1 МПа) Область значений числа Воббе, высшего, МДж/м3 Допускаемое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более Концентрация сероводорода, г/м3, не более Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Доля кислорода в газе, об. %, не-более Масса механических примесей в 1 м3, г, не.более . Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 %, балл, не менее - ’ Примечания. 1. Пункты 2, 3, 8 распространяются только на’газ коммунальнб-бытовс \ья газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливают п потребителем. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пре ателя по п. 2 для отдельных газораспределительных систем (по сбгласб] телем). 2. Ранее существовавший стандарт на нефтяной газ по ТУ 39- ной переработанный" в связи с введением ГОСТ 5542 — 87 с 1988 г. не дёр 31,8 41,2-54.5 ±5 0,02 0,036 1 0,001 '-:"з - >го назначе- осогласова- делах нормы занйю г по- 193 — 87 Таз тствует.
12
Таблица 1.3
Требований и нормы на сжатый природный газ, используемый кик топливо для двигателей
внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-87 (показатели для газа, приеденного
к стандартным условиям: 20 °C и 0,1013 МПа)
Но- мер п/п Показатель Значение
1 Теплота сгорания, низшая. кДж/м3, не менее 32 600 - 36 000
2 Относительная плотность (по воздуху), не менее 0.56-0.62
3 Расчетное октановое число газа, не менее 105
4 Концентрация сероводорода, г/м3, не более 0.02
5 Концентрация меркаптановон серы, г/м3, не более Содержание механических примесей, мг/м3, не более 0,036
6 1
7 Суммарная концентрация негорючих компонентов, включая кисло- род. об, % 7
8 Содержание воды, мг/м3, не более 9
В то же время определение показателей качества газа, поступающего
на промышленное и коммунальное потребление, имеет целью повышение
безопасности использования газа и улучшение санитарно-гигиенических
условий при сжигании газа (например, в бытовых горелочных устройст-
вах).
Исходя из этих основных целей, важными показателями, по кото-
рым отраслевым стандартом ОСТ 51.40 — 93 устанавливаются нормы на ка-
чество природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, при-
няты:
точка росы по влаге — этот показатель до некоторой степени опреде-
ляет условия безгидратного транспорта газа, обеспечивает повышение на-
дежности работы средств автоматики и снижение коррозионного износа
газопроводов, компрессорных станций и технологического оборудования
(анализ и обсуждение этого показателя см. ниже);
точка росы по углеводородам — показатель, определяющий условия
транспорта углеводородного газа в однофазном состоянии, что повышает
производительность газопровода, устанавливает верхний предел извлечения
конденсата из газа на промыслах (тем самым соблюдение этого показателя
способствует снижению потерь углеводородного конденсата).
Отраслевой стандарт ОСТ 51.40 — 93 распространяется как на горючие
природные газы, так и на нефтяные товарные газы, поставляемые с неф-
тегазопромыслов, ГПЗ и ПХГ. Целесообразно особо подчеркнуть, что дан-
ный стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений
для обработки на головных сооружениях, УКПГ или ГПЗ, а также на газы,
предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих
газ непосредственно с промысла и завода, например так называемый газ
на "собственные нужды" (на эти случаи при необходимости могут разраба-
тываться специальные ТУ либо стандарты предприятий). Последняя ситуа-
ция в будущем может стать достаточно характерной при вводе в разработ-
ку (главным: образом, на местные нужды) небольших газовых месторожде-
ний, расположенных в европейской части России. В то же время новый
ОСТ 51.40—93 все еще сохраняет оговорку о возможности соблюдения
своих" ТУ для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г. (но
по согласованию с ОАО “Газпром"). До введения ОСТ 51.40 — 93 наряду с
ОСТ 51.40—83 действовал целый ряд ТУ для газов различных месторожде-
ний, направляемых в магистральные газопроводы (например, ТУ 51-148-
83; ТУ 51-157 — 88; ТУ 51-158-83; ТУ 51-159-83; ТУ 51-287-86; ТУ 39-059-
13
74 и др., большинство из которых в настоящее время уже аннулированы).
Некоторое сопоставление и обсуждение их см- в работе (б|, что, однако,
представляет сейчас только методический и исторический интерес. В част-
ности, для газов месторождений Тюменской области ранее действовали ТУ
51-147 — 83 "Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газо-
проводы с месторождений ВПО Тюменгазпром" (аннулированы 10.30.90, см.
ИУС № б, 1992). Существенный момент этих "региональных" ТУ — раз-
решение не полностью следовать требованиям и нормам ОСТ 51.40 — 83 по
точкам росы по влаге и углеводородам для сеноманских залежей отдельных
месторождений Тюменской области.
Что же касается ГОСТ 5242 — 87, распространяющегося на природные
и нефтяные газы промышленного и коммунально-бытового назначения, то
в этом нормативном документе показатели точек росы газа вообще не
нормируются! Отмечается только, что точка росы газа по влаге в пункте
сдачи должна быть ниже температуры газа. Основными показателями в
этом стандарте приняты теплота сгорания и так называемое число Воббе,
которое определяет условия наиболее эффективного и полного сгорания
газа в бытовых газогорелочных устройствах (без значительного образова-
ния сажи, срывов и проскоков пламени), а также интенсивность запаха
(см. табл. 1.2).
В ГОСТ 5242 — 87 и ОСТ 51.40 — 93 установлены практически близкие
нормы на допустимое содержание в газе сероводорода, механических при-
месей и кислорода. Следует особо подчеркнуть, что с 01.01.97 г. значитель-
но усилились требования на предельно допустимое содержание в горючем
газе сероводорода и меркаптановой серы.
В настоящее время все большее распространение получает использо-
вание природного газа как топлива для автомобилей. Технические требова-
ния на этот вид топлива установлены ГОСТ 27577 — 87 "Газ природный
топливный сжатый для газобаллонных автомобилей". Данный стандарт
распространяется на природный сжатый газ, применяемый как топливо
(для средств передвижения с двигателями внутреннего сгорания). Сжатый
природный газ, предназначенный для заправки автотранспортных средств,
должен соответствовать определенным требованиям (см. табл. 1.3), причем
более жестким, чем на газ промышленного и коммунально-бытового на-
значения.
Получают природный топливный сжатый газ из горючего природного
газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским
газовым сетям, компримированием и удалением примесей (до показателей,
представленных в табл. 1.3). Технология удаления примесей не должна до-
пускать изменений компонентного состава. В перспективе возможно при-
менение природного топливного газа не только для автомобилей, но и на
водном, железнодорожном транспорте и в авиации. В связи с этим в ста-
дии разработки и согласования находится новый ГОСТ ‘Таз природный .
компримированный для двигателей внутреннего сгорания". После ввода его ,
в действие ГОСТ 27577—87 утратит силу. Отличия разрабатываемого стан- \
дарта от действующего ГОСТ 27577 — 87 не только в расширении сферы i
применимости, но и в приведении некоторых показателей качества в соот- :
ветствие с европейскими стандартами. Так, например, нормируется нижняя;
граница для величины низшей теплоты сгорания, равная 31 800 кДж/м3, а,^
верхняя граница не нормируется, кроме того, расширяются границы дляд
относительной плотности газа по воздуху (0,55 — 0,7). В то же время noKa-,;j
и
затели, характеризующие октановое число и содержание паров воды, ос-
таются прежними.
Сравнивая показатели табл. 1.1 —1.3, можно отметить, что в ГОСТ
27577 - 87 как раз и фигурирует дополнительный и весьма важный показа-
тель качества газа как топлива для автомобилей — октановое число. Окта-
новое число газа определяется расчетным методом как среднеобъемное
значение, исходя из октанового числа горючих компонентов сжатого газа:
Компонент (горючий) Октановое число
Метан ........................НО
Этан ........................10Н
Пропан .......................Ю'ь
н-Бутан и изобутан ........... 44
н-Пентан и изопентан .........Л)
Прием газа, поступающего на автомобильные газонаполнительные
компрессорные станции (АГНКС), осуществляется ио ГОСТ 5542-87. Дав-
ление газа в баллонах необходимо определять после окончания каждой за-
правки автомобиля, тогда как температуру сжатого природного газа опре-
деляют только по требованию потребителя.
Таким образом, для обеспечения работы газобаллонных автомобилей
к качеству сжатого газа предъявляются повышенные требования (по срав-
нению с ГОСТ 5542 — 87), в частности, по содержанию в нем влаги
(0,009 г/м3, что соответствует точке росы по влаге примерно минус 30 °C
при давлении в баллоне 20 МПа]. Это и определяет необходимость включе-
ния блока дополнительной осушки газа в технологическую схему АГНКС.
В настоящее время рекомендуются главным образом адсорбционные про-
цессы доосушки газа при давлениях до 25 МПа с использованием в качест-
ве сорбента цеолитов марки NaA [7].
Другие требования к качеству газа как топлива для автомобилей впол-
не обеспечиваются промысловой и заводской обработкой природного газа.
Например, норма по содержанию сероводорода и меркаптановой серы
(0,02 и 0,036 г/м3) соответствует нормам ГОСТ 5542 — 87 и в сумме сущест-
венно ниже, чем допустимое содержание серы в стандартных моторных
топливах (для бензина 0,1 мае. %, для дизельного топлива 0,2 мае. % — на-
до сказать, что последние нормы в перспективе будут пересмотрены в
сторону ужесточения для приведения в соответствие с требованиями боль-
шинства западноевропейских стран).
Установленные стандартом значения теплоты сгорания, относительной
плотности, октанового числа и объемной доли негорючих компонентов
поступающего на АГНКС природного газа выбраны с учетом состава при-
родных газов по регионам размещения АГНКС.
Резюмируя краткое содержание трех основных нормативных доку-
ментов на качество газа, отметим следующие, на наш взгляд, существенные
моменты.
1. Отсутствие в этих стандартах каких-либо показателей по содержа-
нию метанола и гликолей (как растворенных в природном газе, так и в
капельн ом в иде).
2. Отсутствие четких и строгих определений основных показателей —
точек росы газа по воде и углеводородам.
3. Отсутствие четкой взаимоувязки показателей качества товарного га-
за на УКПГ и в магистральном газопроводе (МГ) в зависимости от ириме-
няемой технологии промысловой обработки газа.
15
Следует также отметить, что технические требования на природный
газ, поставляемый за границы России, оговариваются в соответствующих
контрактах на поставку. Эти требования должны быть заведомо менее же-
сткими, чем по ГОСТ 55.42 — 87 и ОСТ 51.40-93. В противном случае тре-
буется дополнительная обработка поставляемого за рубеж газа. При несо-
блюдении ОСТ 51.40 — 93 отдельными газодобывающими предприятиями
возможны нарушения условий контрактов (и вытекающие из этого серьез-
ные штрафные санкции). Однако опыт эксплуатации северных газовых
месторождений страны свидетельствует, что ОСТ 51.40 — 93 (как и ранее
ОСТ 51.40—83) практически постоянно соблюдается на основных газодо-
бывающих предприятиях Тюменской области (ПО Надымгазпром, Уренгой-
газпром и Ямбурггаздобыча). Отдельные факты нарушений имеют главным
образом организационно-технический характер и постепенно устраняются.
Газодобывающие предприятия и ГПЗ могут при необходимости вво-
дить свои стандарты предприятий на смеси газообразных углеводородов,
получаемые при промысловой и заводской обработке природных газов.
Так, недавно в Уренгойгазпроме введен в действие стандарт предприятия
СТП 05751745-17-97 на технические требования по газу деэтанизации. Газ
деэтанизации представляет собой смесь углеводородов, получаемую при
переработке нестабильного конденсата. Техническими условиями в соста-
ве этого газа нормируется только содержание С5+вь1сшие (не более
2,2 мае. %).
Перейдем к рассмотрению технических требований на чистые газооб-
разные продукты, получаемые из природного и нефтяного газов. Здесь
прежде всего имеются в виду ТУ на метан, гелий и газовые смеси.
Технические требования по ТУ 51-841 —87 распространяются на метан
газообразный, получаемый из природного газа методом низкотемператур-
ной ректификации. Этим документом регламентируется компонентный
состав (об. %): метан — 99,9; этан + пропан — 0,03 (не более);
азот+кислород — 0,07 (не более), при этом содержание этан + пропан и
азот +кислород менее 0,01 об. % интерпретируется как отсутствие этих
фракций. Допустимо содержание водяных паров не более 0,03 г/м3, что
соответствует 39,4 ррм (отвечает точке росы по влаге, равной минус 50 DC).
Метан заполняется в баллоны объемом 40 л до давления 14,7+0,3 МПа
(при температуре 20±2 °C). Контроль качества продукта осуществляется
проверкой соответствия компонентного состава и влагосодержания. Следу-
ет отметить, что в изменении № 1 к ТУ 51-841 —87 разрешено объемные
доли примесей определять по согласованию с заказчиком, но при этом
содержание основного компонента (метана) должно быть не менее
99,9 об. %.
Как известно, из природного газа извлекается ряд ценных компонен-
тов, например инертные газы (прежде всего, гелий).
Технические требования по ТУ 51-940 — 80 распространяются на газо-
образный гелий, получаемый из природного и нефтяного газов или гелие-
вого концентрата. Газообразный гелий применяется: в газовой хромато-
графии (при плавке, резке и сварке металлов) с целью создания инертной
атмосферы в криогенной технике и др. Технические требования установ-
лены на четыре марки гелия А, Б, В и гелий технический. Содержание ге-
лия (на безводной основе) для этих марок должно составлять, об. (не
менее): 99,995 (марка А); 99,99 (Б); 99,99 (гелий + неон, марка В); 99,8 (техн.)
Для каждой марки регламентируются объемные доли примесей: азота; во-.
16
дорода; кислорода; аргона; углеводородов; диоксида-г оксида углерода, нео-
на и водяных паров. Дополнительные требования предусматриваются для
гелия марки В Миннибаевского ГПЗ. Гелий поставляют в стальных балло-
нах, заполненных до давления 14,7+ 0,5 МПа (при 20 °C), а также в специа-
лизированных контейнерах, тогда как на гелиевый концентрат, получае-
мый из природного газа на Оренбургском гелиевом заводе, распространя-
ются зехнические требования ТУ 51-115 — 87. Гелиевый концентрат является
сырьем для производства гелия и поставляется партиями или подается в
подземное хранилище (для сохранения ресурсов гелия с целью последую-
щего его использования). Регламентируется компонентный состав гелиевого
концентрата, об. %: гелий — 80 (не менее); азот —20 (не более); водо-
род — 4 (не более); метан —1 (не более); кислород + аргон —0,5 (не более).
На стандартные образцы состава газовых смесей, выпускаемых се-
рийно под техническим названием "поверочные газовые смеси”, распрост-
раняются ТУ 6-16-2956 — 76. Такие газовые смеси предназначены для граду-
ировки, аттестации и поверки средств измерений содержания компонентов
в газовых средах, аттестации методик выполнения измерений, а также для
контроля правильности результатов измерений, выполняемых по стандар-
тизированным или аттестованным методикам. Поверочные газовые смеси
получают путем смешения исходных чистых компонентов в заданных со-
отношениях.
1.2. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА
ТОВАРНОГО ГАЗА
Контроль качества природного газа производится для определения товар-
ных и технологических характеристик, определяющих условия наиболее
эффективного транспорта и подачи газа потребителям. Контроль осуще-
ствляется на соответствие нормам, установленным стандартами на природ-
ный газ (см. табл. 1.1 — 1.3):
товарного газа, поступающего в магистральные газопроводы с про-
мыслов после соответствующей промысловой обработки;
товарного газа, поступающего в магистральные газопроводы с газопе-
рерабатывающих заводов;
товарного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.
Контроль качества природных газов производится периодически или
непрерывными измерениями и обычно включает определение следующих
показателей.
А. На промыслах (после установок промысловой подготовки газа):
содержание парообразной влаги (точнее, точки росы по влаге), опре-
деление температуры начала конденсации углеводородов, компонентный
состав газа;
определение сероводорода и меркаптановой серы (для месторождений,
в газах которых содержится сероводород);
- .содержание механических примесей (особенно это относится к газо-
добывающим предприятиям, на которых производится очистка или осушка
- газа с применением адсорбентов).
. Определение производят на общем выходном коллекторе или началь-
ном участке магистрального газопровода. Периодичность анализов устанав-
ливается технологическим регламентом эксплуатации установок обработки
17
Таблица 1.4
Рекомендации ВНИИГаза по периодичности испытаний газов,
поступающих с промыслов в магистральные газопроводы
Показатели Сроки проведения испытаний на газы
не содержащие соединений серы содержащие
сероводород сероводород 4- мер- каптаны
Содержание влаги парообразной Температура конденсации угле- водородов Содержание сероводорода Содержание меркаптановой серы Содержание механических при- месей Содержание кислорода Компонентный состав Примечание. На местор осушка газа, содержание механич лять ежедневно. Не реже одного раза в сутки Не реже одного раза в неделю 1 раз в год 1 раз в год Не реже одного раза в месяц ождениях, где про еских примесей в Не реже одно- со раза в сутки Не реже одного 1 раз в неделю По требова- нию По требованию То же Не реже одного изводится адсорб сварном газе рек Не реже одного раза в сутки раза в неделю 2 раза в неделю 2 раза в неделю раза в месяц ционная очистка и омендуется опреде-
газа на промыслах (по рекомендации ВНИИГаза не реже сроков, указан-
ных в табл. 1.4).
Б. На газоперерабатывающих заводах:
содержание парообразной влаги (точки росы), температура начала
конденсации углеводородов, содержание механических примесей, содержа-
ние кислорода, компонентный состав;
содержание сероводорода, меркаптановой серы и общей серы (для за-
водов, перерабатывающих газ, содержащий соединения серы); определения
производят из трубопровода товарного газа, по которому подается газ в
магистральные газопроводы (на замерном пункте).
Периодичность анализов устанавливается технологическим регламен-
том завода. Кроме того, анализы производятся в каждом случае изменения
технологических режимов процессов сероочистки, осушки, газофракцио-
нирован ия.
В. На магистральных газопроводах:
содержание механических примесей, содержание кислорода, интен-
сивность запаха, число Воббе, компонентный состав;
содержание сероводорода и меркаптановой серы (по газопроводам, на
которые подается сероводородсодержащий газ).
Следует отметить, что на УКПГ помимо указанных показателей по
качеству товарного газа контролируются также и основные показатели
технологического процесса обработки газа в целях обеспечения соответст-
вующей кондиции товарного газа. Все эти показатели (с указанием мето-
дик контроля) представлены в технологических регламентах на установки
промысловой обработки газа. Например, контроль производства на уста-
новках абсорбционной (гликолевой) осушки сеноманского газа северных
месторождений включает помимо указанных показателей и контроль кон-
центраций регенерированного и насыщенного ДЭГа, а также содержание й
примесей в промстоках (табл. 1.5, причем полезно сопоставить данные J
табл. 1.4 и 1.5). Что касается установок низкотемпературной сепарации |
газа газоконденсатных месторождений, использующих в качестве ингиби- Я
18
Таблица 1.5
Контроль технологического процесса на установках гликоле«о« «сушки "тощего" газа (УКПГ
сеноманских залежей месторождений Западной Сибири)
Но- мер п/п Место кон- троля Что контро- лируется 1 Показатель Норма ц приме- няема)/ методика Периодич• ность
1 Технологиче- ская нитка Осушенный газ Плотность 0,<i7 5 кг/м', ГОСТ 1731(1 -06 Ежедневно 1
2 Узел замера точки росы То же Точка росы по влаге — 20 иС (зима). ~ И) "С (лето) ГОСТ 20060-83 1 раз в смену
3 Система реге- нерированного ДЭГа Регенериро- ванный дэг (РДЭГ) Содержание воды 2-3 мае. %. по К. Фишеру Ежедневно
4 После абсор- бера Насыщенный ДЭГ (НДЭГ) То же 4-5 мае. %, по К Фишеру То же
5 То же Рефлюкс Содержание АЗГа 0.-5— 1,5 мае. %, метод окисле- ния
6 Осушенный газ Содержание капельного ДЭГа в газе Не более 20 г/1000 м’, гравиметриче- ский метод с ис- пользованием ин- дикатора уноса ИУ-1 (и аналогич- ных) Не реже, чем 1 раз в месяц • 1
7 Система промстоков до нефтеловушки Промстоки Содержание нефтепродук- тов Механические примеси 400 —500 мг/л, по методу, описан- ному Ю.Ю. Лурье и А.Н. Рыбнико- вым (Химический анализ производ- ственных сточ- ных вод. М., Химия, 1974) Не нормируется, метод фильтрова- ния через без- зольный бумаж- ный фильтр Ежедекадно i т i То же , i 1 !
8 Система пром- стоков после нефтеловушки Содержание нефтепродук- тов Механические примеси 50 — 100 мг/л, по методу см. пункт 7 Не нормируется, по методу см. пункт 7
9 Система пром- стоков после флотатора Промстоки Содержание нефтепродук- тов Содержание механических примесей Железо общее Не более 15 мг/л, по методу см. пункт 7 Не более 20 мг/л. по методу см. пункт 7 Не более 3 мг/л< колориметриче- ский метод с роданидом калия Ежедекадно ; 2 раза в неде- ) ЛЮ Ежедекадно
19
Продолжение /нибл. 1.5
Но- мер п/п Место кон- троля Что контро- лируется Показатель Норма и приме- няемая мегодика Периодич- ность
10 Помещения технологиче- ских цехов Воздушная среда Содержание углеводородов Содержание метанола 3(10 мг/м' воздуха, газоанали.чаторы типа УГ-2 .•> мг/мл воздуха с использованием интерферометра типа ИШ-10 Пэ графикам служб пром- санитарии При закачке метанола на кусты сква- жин
Примечания.
1. В случаях, когда содержание капельного Д-Э1 а в осушенном газе превышает
20 г/1000 м3, соответствующая технологическая нитка подложит ревизии (замена и/или
ремонт фильтрующей секции абсорбера).
2. Проводится также контроль пластовых вод (показатели: плотность и минерализа-
ция) как по скважинам, так и во входных сепараторах (по графикам геологических
служб).
3. В ряде случаев (при закачке .метанола в шлейфы и коллекторы) целесообразен
контроль за содержанием метанола в РДЭГе, НДЭГе, рефлюксе, сточных водах и произ-
водственных помещениях (имеется оригинальная экспресс-методика, разработанная во
ВНИИГазе и ПО Надымгазпром).
4. Для определения точки росы газа по влаге рекомендуется использовать влагомеры
конденсационного (а не кулонометрического) типа, как наиболее надежные в работе,
особенно при наличии в газе примесей метанола и гликолей. Понятие точки росы газа по
водной фазе детально анализируется в гл. 4.
Таблица 1.5
Контроль технологического процесса на установках низкотемпературной сепарации газа
Но- мер п/п Место кон- троля Что контро- лируется Показатель : НоРма и ме™- Периодич- ность
i дика
1 Шлейфы, кус- ты, линия газа на входе в нитку Сырой газ Углеводород- 1 Не нормируется, ный состав I хроматографиче- | ски По требова- нию
2 Узел хозрас- четного замера газа Осушенный газ Точка росы , ОС 1 51.40—УЗ, по влаге i влагомеры кон- денсационные См. примеча- ние п. 2
3 Парк метанола Метанол Содержание Не более 10 мае. % , воды метод разгонки 1 —2 раза в смену
4 Сепараторы или трехфаз- ные разделите- ли Насыщенный метанол (BMP) Содержание ; В соответствии с воды и мета- ; технологическим нола 1 режимом, пикно- 1 .метрическим | методом По требова- нию
5 Узел замера конденсата Нестабиль- ный конден- сат Углеводород- j Не нормируется, ный состав i определяется ! хро.матографиче- i ским методом Не реже чем 1 раз в месяц
6 Узел замера газа П р и м е ч а н и я. 1. Контроль сто Осушенный газ чных вод провод Унос С5,в I 11 г/1000 м3, по ! методике ВНИИ- i Газа ,ится так же, как и на установках Не реже чем 1 раз в месяц абсорбционной
осушки газа (см. табл. 1.5]. Необходимо контролировать в сточных водах содержание ме- ,
танола,
2. Определение точки росы по влаге приборами конденсационного типа затруднено
из-за близости к точке росы по углеводородам. При соблюдении технологического реки -
ма (при температуре сепарации —25 °C и ниже) необходимость в определении точки ро-
сы по водной фазе (по BMP) не возникает (точка росы по BMP заведомо ниже —20 °C )•
3. В случае повышенного механического уноса нестабильного конденсата из низко-
температурных сепараторов рекомендуется ревизия и модернизация сепарационных сек-
ций.
20
тора гидратообразования метанол, то основные контролируемые показате-
ли приведены в табл. 1.6.
Контроль производства на установках адсорбционной осушки газа
еще более прост, чем на установках НТС и гликолевой осушки. Однако
здесь существенным контролируемым параметром является величина меха-
нического уноса адсорбента с осушенным товарным газом.
Что касается периодичности определения показателей качества на
природный газ после его обработки на ГПЗ или в магистральных газопро-
водах, то такая информация также приводится в соответствующих техно-
логических регламентах. Имеются и детально разработанные рекомендации
ВНИИГаза по периодичности испытаний. Здесь, в отличие от контроля
производства на УКПГ, помимо точек росы, содержания механических
примесей и серосодержащих соединений необходимо дополнительно оп-
ределять содержание кислорода, число Воббе, интенсивность запаха газа.
Контроль качества газа производится по методам испытаний, установ-
ленным соответствующими стандартами, к обсуждению которых мы и
приступаем.
Для анализа углеводородного состава газа и содержания в нем приме-
сей необходимо прежде всего отобрать пробу газа. С этой целью разрабо-
тан и действует специальный нормативный документ по методам отбора
проб — ГОСТ 18917 — 82. Этим стандартом определяются методы отбора
проб природного газа из скважин, сборных линий, технологических уста-
новок и трубопроводов. При этом газовая система может быть как гомо-
генной, так и гетерогенной (в последнем случае имеются в виду взятия
проб для определения механических примесей и жидких взвесей).
Место отбора проб оборудуется специальным пробоотборным уст-
ройством, сопряженным с входным штуцером пробоотборника. Для отбо-
ра проб газа под давлением предусматриваются пробоотборные линии, из-
готовленные из стальных, медных, алюминиевых трубок (внутренним диа-
метром 2 — 6 мм), которые должны быть рассчитаны на рабочую темпера-
туру и максимальное рабочее давление отбираемого газа. На пробоотбор-
ных линиях устанавливается' контрольно-измерительная аппаратура (для
измерения температуры и давления). Для отбора проб природных газов
под давлением применяют металлические пробоотборники (контейнеры)
объемом до 1 дм3, а также баллоны объемом до 40 дм3 с одним и двумя
вентилями, изготовленными из стали (или другого газонепроницаемого
металла или сплава), рассчитанные на рабочую температуру и максималь-
ное рабочее давление. В рассматриваемом ГОСТе детально регламентиру-
ются места и технология отбора проб из газовых и газоконденсатных
скважин, из промыслового коллектора, газопровода и технологических
аппаратов.
Перед отбором проб пробоотборную линию продувают газом в- тече-
ние 1—2 мин. Отметим здесь некоторые особенности заполнения балло-
нов. Выходной конец пробоотборной линии подключают к вентилю балло-
на (полностью открытым), далее открывают вентиль пробоотборной ли-
нии, регулируют скорость потока и заполняют баллон газом до соответст-
вующего давления. Затем, закрыв входной вентиль на пробоотборной ли-
нии, медленно понижают давление в баллоне через вентиль приблизительно
до атмосферного таким образом, чтобы не происходила конденсация газа.
Наполняют и выпускают газ из баллона 5 — 8 раз. наконец заполняют бал-
лон газом до необходимого давления, закрывают вентиль баллона, отсое-
21
диняют его от пробоотборной линии, проверяют на герметичность и пробу
маркируют.
Следует особо подчеркнуть, что при определении содержания серово-
дорода, меркаптановой серы, паров воды, метанола, гликолей и др., а так-
же точек росы по влаге и углеводородам пробы отбирают непосредственно
в прибор для анализа. Существенные особенности имеет и отбор проб га-
за из двухфазного (газожидкостного) потока: в этих случаях может уста-
навливаться промежуточная емкость (каплеуловитель), а также фильтр из
стеклянной ваты. В этом случае решающее значение имеет представитель-
ность пробы и по крайней мере необходимо соблюдать так называемое
условие изокинетичности.
Для определения паров метанола, гликолей, бензола, толуола и приме-
сей других высококипящих компонентов, содержащихся в малых количе-
ствах, применяют так называемые пробоотборники-концентраторы —
трубки различной формы, баллоны и другие сосуды, заполненные адсор-
бентами и имеющие герметично закрывающиеся запорные краны.
Можно отметить, что наряду с использованием ГОСТ 18917—82 на га-
зодобывающих предприятиях разрабатывают и свои методики отбора
проб, детально адаптированные к конкретным требованиям и применяе-
мым методам контроля (например, подобные методики разработаны и ак-
тивно используются в ПО Уренгойгазпром).
Перейдем к обсуждению методов определения состава углеводородных
газов. В настоящее время метод газовой хроматографии является основным
методом анализа природных газов и широко используется в газопромыс-
ловой практике. Стандарт по ГОСТ 23781—87 распространяется на при-
родные углеводородные газы и устанавливает два хроматографических ме-
тода:
определения азота, кислорода, гелия, водорода, диоксида углерода и
углеводородов С, —С6 при объемном содержании углеводородов С5+в не
более 1 %, а азота не более 20 %;
определения углеводородов от С4 до С8 при объемном содержании от
0,001 до 0,5 %.
В первом методе углеводороды С( —С6 и диоксид углерода разделяют
методом газожидкостной хроматографии, а неутлеводородные компонен-
ты — с использованием газоадсорбционной хроматографии. Второй метод
состоит в количественном определении индивидуальных углеводородов С4,
С5, С6 и групп углеводородов С7 и С8 способом газожидкостной хромато-
графии в изотермическом режиме (или в режиме температурного програм-
мирования) с использованием плазменно-ионизационного детектора. В
ГОСТ 23781—87 весьма детально регламентируются методики отбора проб,
подготовки к анализу, ход анализа и обработки результатов.
Для хроматографического определения компонентного состава газа
требуются калибровочные газовые смеси.
Разработан отраслевой стандарт (ОСТ 51,141—86) по манометрическо- ;
му методу. приготовления калибровочных газовых смесей, содержащих .
следующие компоненты природного газа: азот, гелий, аргон, диоксид угле- (
рода; метан; этан, пропан, бутаны. Однако этот стандарт не распространи^
ется: на приготовление калибровочных смесей, содержащих соединения?!
серы, кислород, водород и углеводороды С5 и выше. Метод по .-ОС®®.
51.141—86 весьма прост и состоит в последовательном дозировании от-^
дельных компонентов газовой смеси в баллон постоянного объема. Cq||
22
держание компонентов в газовой смеси определяется отношением измене-
ния давления, вызванного введением компонента, к общему давлению газо-
вой смеси (т.е. не учитывается поправка на неидеальное поведение компо-
нентов в смеси при повышенных давлениях). Детально регламентируется
методика приготовления смеси: расходы, время выдерживания пробы до
сбрасывания избыточного давления и т.д. Готовую калибровочную смесь
хранят при температуре, при которой парциальное давление каждого ком-
понента смеси меньше (или равно) 0,7 от давления насыщенного пара каж-
дого компонента.
Весьма важным показателем товарного газа северных месторождений
является содержание паров метанола в газе. К сожалению, этому показате-
лю уделяется все еще недостаточное внимание.
Наиболее надежный метод определения метанола в сжатом природ-
ном газе — хроматографический. В этой связи в бывшей Чехослова-
кии был разработан соответствующий стандарт СЭВ (2104 — 80). В настоя-
щее время этот нормативный документ не действует в связи с распадом
СЭВ (а аналогичный нормативный документ России до сих пор отсутст-
вует).
В обсуждаемом стандарте СЭВ, который распространялся на горючие
природные газы, установлен газохроматографический метод определения
содержания метанола в природном газе. Газ через фильтр -поступает в
хроматографическую колонку из пробоотборной линии либо непосредст-
венно из пробоотборника. Для проведения испытаний используют газовый
хроматограф, оснащенный ионизационно-плазменным детектором и тер-
мостатом. В качестве наполнительного материала колонки рекомендуется
Поропак Н или другой равноценный материал. Минимальное содержание
метанола, которое определяется данным методом, по оценке разработчи-
ков, составляет 5 мг/м3 газа (приведенного к нормальным условиям). При
этом может быть достигнута точность определения содержания метанола в
газе, равная 10—15 %.
Для того, чтобы оценить возможности подобного хроматографическо-
го метода определения содержания метанола, приведем ориентировочные
(расчетные) значения метанолосодержания газа: максимальное содержание
метанола составляет 300 — 400 мг/м:3 в валанжинском газе Уренгойского
ГКМ (после установок НТС), а в северных магистральных газопроводах
метанолосодержание товарного газа может доходить до 30 — 50 мг/м3. Та-
ким образом, разработанная СЭВ хроматографическая методика представ-
ляется вполне приемлемой для количественного определения содержания
метанола в газовой фазе для природных газов северных месторождений
России.
Что касается методов определения в горючих газах сероводорода и
меркаптановой серы, то в настоящее время действуют три стандарта:
ГОСТ 11382-76, ГОСТ 22387.2-83 и ГОСТ 26374-84.
ГОСТ 11382 — 76 распространяется на газы, получаемые в процессе пе-
реработки нефти. Устанавливается метод определения сероводорода в пре-
делах от 0,001 до 15 мае. %. При этом применение метода в диапазоне
0,001—0,010 мае. % рекомендуется для контроля товарной продукции, а в
диапазоне 0,01 — 15 мае. % — для внутризаводского контроля. Суть методи-
ки состоит в химическом взаимодействии сероводорода с уксуснокислым
свинцом, нанесенным на силикагель. В результате реакции образуется сер-
нистый свинец, дающий черное окрашивание слоя силикагеля. По высоте
23
слоя окрашенного силикагеля и определяется содержание сероводорода в
анализируемом газе.
ГОСТ 22387.2-83 распространяется на газы горючие природные и ус-
танавливает методы определения как сероводорода, гак и меркаптановой
серы. Ддя определения сероводорода разработаны два метода:
йодометрический (концентрация сероводорода от 0,010 г/м3 и более);
фогоколориметрический (при концентрации сероводорода не более
0,025 г/м3).
Для определения меркаптановой серы в ГОСТ 22387.2 — 83 также пред-
ставлены два метода:
йодометрический (при концентрации меркаптановой серы более
0.010 г/м3);
потенциометрический (при концентрации меркаптановой серы не бо-
лее 0,05 г/м3).
Йодометрический метод определения сероводорода заключается в по-
глощении сероводорода из газов подкисленными растворами уксуснокис-
лого кадмия или хлорида кадмия с последующим йодометрическим титро-
ванием (приливают в колбу избыток йода и, убедившись в его избытке по
бурой окраске раствора, титруют этот избыток раствором тиосульфата
натрия до светло-желтого цвета, далее приливают 1 см3 раствора крахмала
и продолжают титровать до исчезновения синей окраски). В то же время
йодометрический метод определения меркаптановой серы заключается в
предварительном очищении от сероводорода испытуемого газа (про-
пусканием через поглотительную склянку с подкисленным 30 %-ным рас-
твором хлорида кадмия) и поглощении очищенного от сероводорода газа
щелочным раствором хлорида кадмия с последующим йодометрическим
титрованием образовавшегося меркаптида кадмия.
Фотоколориметрический метод определения сероводорода заключается
в поглощении сероводорода из испытуемого газа (подкисленным раство-
ром уксуснокислого цинка или кадмия) и в последующем фотоколоримет-
рическом или спектрофотометрическом определении метиленового синего,
образующегося в кислой среде при взаимодействии сернистого цинка
(кадмия) с N, N-диметил-п-фенилендиамином в присутствии хлорного же-
леза.
Потенциометрический метод определения меркаптановой серы заклю-
чается в поглощении меркаптанов раствором гидроокиси калия из газа
(предварительно очищенного от сероводорода) и в последующем потенци-
ометрическом титровании поглотительного раствора раствором азотнокис-
лого серебра в присутствии аммиака.
Метод определения общей и органической серы при концентрации в
газе до 1000 мт/м3 стандартизирован ГОСТ 26374—84. Суть методики за-
ключается в гидрировании серосодержащих органических соединений из-
бытком влажного водорода в кварцевой трубке с платиновым катализато-
ром (нагретым до 930 — 950 °C), с дальнейшим поглощением сероводорода
раствором ацетата цинка и фотоколориметрическим или. спектрофотоко-
лориметрическим определением метиленового синего (образующегося в
кислой среде при взаимодействии сернистого цинка с N, N-диметил-п-
фенилендиамином в присутствии хлорного железа). Органическую серу оп-
ределяют в газах, предварительно освобожденных от сероводорода.
Метод определения содержания кислорода установлен по ГОСТ
22387.3 — 77 и распространяется на газ для промышленного и коммунально-
24
бытового назначения. Сущность метода — в абсорбционном поглощении
кислорода щелочным раствором пирогаллола из природного газа
(предварительно очищенного от кислых компонентов) и определении по-
глощенного кислорода. Испытуемый газ пропускается (несколько раз) че-
рез первый поглотительный сосуд с раствором гидроокиси калия, а кисло-
род из газа поглощают во втором поглотительном сосуде щелочным рас-
твором пирогаллола, причем объемную долю кислорода определяют по
уменьшению объема газа после поглощения из него кислорода
(расхождения между двумя параллельными испытаниями не должны пре-
вышать 0,2 %).
Механические примеси (смолы и пыль) в газе промышленного и ком-
мунально-бытового назначения определяют по ГОСТ 22387.4 — 77. Суть ме-
тода — в осаждении смолы и пыли из газа на ватном фильтре и установ-
лении количества осажденных веществ взвешиванием.
Важное практическое значение имеет стандарт, устанавливающий ме-
тоды определения интенсивности запаха (ГОСТ 22387.5 — 77). Сущность ме-
тода состоит в создании 1 %-ной газовоздушной смеси в комнате-камере и
в оценке интенсивности запаха этой смеси специально подготовленными
пятью испытателями (они должны быть без каких-либо признаков про-
студных заболеваний). Интенсивность запаха определяют по пятибалльной
шкале:
0 — запаха нет;
1 — запах очень слабый (неопределенный);
2— запах слабый (но определенный);
3— запах умеренный;
4— запах сильный;
5 —запах очень сильный.
Каждый испытатель дает две оценки; в начале испытаний и через одну
минуту. Руководитель испытания усредняет полученные оценки. Напомним,
что по ГОСТ 5542 — 87 запах считается достаточным, если средняя оценка
интенсивности запаха составляет не менее трех баллов.
В ГОСТ 22387.5 — 77 представлен и более точный приборный метод
определения интенсивности запаха. Суть этого варианта состоит в получе-
нии не менее трех различных концентраций газа в специальном приборе-
одориметре (в пределах 0 — 2 об. %) и в оценке испытателями интенсивнос-
ти запаха газовоздушной смеси, выходящей из воронки одориметра. Далее
полученные субъективные результаты наносят графически на полулога-
рифмическую бумагу (координаты: интенсивность запаха — логарифм
концентрации газа), строят усредненную зависимость и определяют интен-
сивность запаха в баллах, соответствующую 1 %-ному содержанию (по
объему) газа в воздухе (и как уже указывалось, интенсивность запаха
должна быть не менее трех баллов).
Рассмотрим методы определения фигурирующих в ГОСТ 5542 — 87 та-
ких важных показателей качества природного горючего газа, как плот-
ность, теплота сгорания и число Воббе.
&.Г' Плотность газа — один , из важнейших показателей, который исполь-
зуется в расчетах при определении количества газа. При современных объ-
р(«ах перекачиваемого по магистральным газопроводам газа даже незначи-
^гёлшая ошибка в измерении плотности газа приводит к весьма большим
^олютным ошибкам в определении его объема. Наиболее точным и на-
^ЖНЫМ является весовой метод измерения плотности газа. Иностранные
25
фирмы выпускают различные типы плотномеров Для измерения плотности
газа. Разработаны и конструкции денситометров, позволяющие измерять
плотность газа под давлением в реальных условиях. При этом применяются
микрокомпьютерные системы обработки и регистрации результатов изме-
рений. Однако для калибровки подобных измерительных систем необхо-
димо использовать лабораторные методы измерения плотности пикномет-
рическим взвешиванием или же расчетный метод по известному составу
смеси.
Метод пикнометрического взвешивания находит применение и в оте-
чественной газовой промышленности. Этот метод позволяет произво-
дить измерение плотности газа с допускаемым отклонением не более
0,005 кг/м3, что для природных газов составляет ошибку не более 0,5 %.
Метод утвержден ГОСТ 17310 — 86.
Однако определение плотности газа методом пикнометрического
взвешивания может быть использовано только для газов, неконденсирую-
щихся в условиях измерений. Поэтому введен и ГОСТ на расчетный метод
определения плотности исходя из компонентного состава газа. Этот стан-
дарт распространяется на все природные газы (ГОСТ 22667 — 82).
Метод определения удельного веса и плотности газа расчетом по ком-
понентному составу широко используется в практике аналитического кон-
троля (как в России, так и за рубежом). Необходимым условием примене-
ния расчетного метода для определения плотности газа является надежный
способ определения полного компонентного состава газа и использование
постоянных стандартизованных величин плотностей чистых компонентов,
составляющих природные углеводородные газы. В ГОСТ 22667 — 82 предпо-
лагается, что компонентный состав газа в объемных процентах должен
быть определен хроматографическим методом в рамках ГОСТ 23781—87
(методом абсолютной калибровки). При этом делается оговорка, что стан-
дарт не распространяется на газы, в которых фракция углеводородов С6+в
превышает 0,1 об. %. Относительная плотность газа определяется расчетом
по аддитивной формуле по известному составу газа. Расчетный метод еще
до введения ГОСТ 22667 — 82 был всесторонне проверен во ВНИИГазе про-
ведением сравнительных лабораторных измерений на искусственных сме-
сях. Этими исследованиями установлено, что точность расчетного метода
вполне соответствует точности метода пикнометрического взвешивания.
Теплота сгорания является основным показателем в оценке энергоем-
кости газа. Экспериментально теплота сгорания определяется калоримет-
рами различных конструкций как лабораторного, так и промышленного
типа, а также может быть рассчитана по известному компонентному со-
ставу газа.
Согласно ГОСТ 22667 — 82, теплота сгорания (высшая и низшая) опре-
деляется по аддитивной схеме с использованием данных по составу и соот-
ветствующих теплот компонентов природного газа (в стандарте приведены
эти данные для 0 и 20 °C). Расчетный метод оказывается предпочтительным
в тех случаях, когда не требуется непрерывность измерений, поскольку
метод весьма прост и в то же время является надежным и достаточно точ-
ным. Точность расчетного определения теплоты сгорания природных газов
не ниже, чем ее определение проточными калориметрами или сжиганием,в
калориметрической бомбе. .5
Число Воббе — показатель, который нормируется техническими уело-:
виями на природный газ по ГОСТ 5542 — 87, как определяющий взаимоза-
26
меняемость газов при сжигании в бытовых горелочных устройствах. По-
скольку воббметры отечественной промышленностью не производятся, ио
ГОСТ 22667— 82 рекомендуется определять число Воббе расчетом по изме-
ренным или расчетным величинам относительной плотности и теплоты
сгорания газа. Число Воббе вычисляют по формуле
W = O/Jd,
где О — теплота сгорания; d — относительная плотность газа.
Проанализируем теперь методы определения точек росы по углеводо-
родам и влаге в природных газах. Как уже отмечалось в предыдущем раз-
деле, эти показатели являются центральными в отраслевом стандарте ОСТ
51.40 — 93, устанавливающем показатели и нормы на качество газа, пред-
назначенного для магистрального транспорта.
ГОСТ 20061 —84 стандартизирует конденсационный метод определения
точки росы по углеводородам для природных газов, не содержащих ка-
пельных взвесей углеводородов и гликолей. Суть метода заключается в ви-
зуальном или автоматическом измерении температуры начала конденсации
углеводородов на поверхности охлаждаемого металлического зеркала при
непрерывном потоке над ним предварительно осушенного анализируемого
газа и фиксированном давлении. В стандарте установлены только общие
обязательные требования к средствам измерения. Это позволяет использо-
вать на практике различные конструкции приборов конденсационного
типа.
В технологическую схему определения точки росы по углеводородам,
согласно ГОСТ 20061—84, может быть включен узел селективной осушки
газа от влаги посредством пропускания его через емкость, заполненную
хлоридом кальция (если температура точки росы по углеводородам не ни-
же минус 10 °C) или хлорнокислым магнием (при температуре точки росы
по углеводородам до минус 30 °C). Это позволяет производить измерения в
условиях, когда точка росы по углеводородам ниже, чем точка росы по
влаге. Важная особенность методики проведения испытания — достаточно
медленное охлаждение измерительного зеркала так, чтобы скорость пони-
жения температуры ее поверхности не превышала 1 °С/мин, а в окрестно-
сти предполагаемой точки росы — не более 0,5 °С/мин. Рекомендуется
температуру начала конденсации углеводородов измерять не менее трех раз
с последующим осреднением. Допустимые отклонения отдельных измере-
ний от среднего значения при плюсовых температурах точки росы не
должны превышать ±1 °C, тогда как при более низких температурах точки
росы отклонения допускаются до ±2 °C. Таким образом, точность опреде-
ления этого показателя при температурах ниже 0 °C оцениваются пример-
но в +1 °C, а при температурах выше 0 °C— примерно ±0,5 °C.
ГОСТ 20060 — 83 (с изменением № 1, МУС № 2, 1989) устанавливает три
основных (и наиболее распространенных) метода определения количества
водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический
(кулонометрический) и абсорбционный. При этом стандарт распространя-
ется на природные углеводородные газы, поступающие с промысловых
установок подготовки газа и газоперерабатывающих заводов в газопрово-
ды, а также на газы, транспортируемые по магистральным газопроводам и
поставляемые потребителям. Однако конденсационный и электролитичес-
кий методы данного стандарта не распространяются на природные газы с
установок, где в качестве абсорбента используются метанол или другие
27
растворимые спирты (?!). На наш взгляд, эта, казалось бы, существенная
оговорка разработчиков ГОСТа представляется не вполне справедливой для
приборов конденсационного типа. Так, в случае использования метанола
как летучего абсорбента — ингибитора гидратов, приборы конденсацион-
ного типа фактически будут фиксировать температуру точки росы по во-
дометанольному раствору (точка росы по BMP)- В случае абсорбционной
осушки природного газа растворами гликолей (ДЭГа, ТЭГа, с очень малой
летучестью паров), но при подаче метанола в шлейфы кустов скважин (что
характерно для северных месторождений в зимнее время года) приборы
конденсационного типа также будут фиксировать точку росы по BMP (а не
по чистой воде).
Конденсационный метод определения точки росы по влаге по ГОСТ
20060—83 вполне аналогичен методу определения точки росы по углеводо-
родам по ГОСТ 20061 — 84. Суть метода — в измерении температуры рав-
новесия между образованием и испарением росы на поверхности металли-
ческого зеркала, контактирующего с исследуемым природным газом. Ре-
комендуется (при снижении температуры зеркала) определять температуру
начала конденсации воды (визуально либо автоматически), а затем, отклю-
чив охлаждение, и при нагреве зеркала определять температуру испарения
росы с поверхности прибора. Такое измерение температур начала испаре-
ния и конденсации повторяют не менее трех раз, при этом одновременно
фиксируется давление испытуемого газа в измерительной системе. Вычис-
ляют средние значения температур конденсации и испарения (причем раз-
личия между ними не должны превышать 3 °C) и за искомую точку росы
принимают среднее арифметическое температур конденсации и температур
испарения. Далее вычисляют величину V — влагосодержание (в г/м3) газа
(приведенное к 20 °C и давлению 101,325 кПа) по формуле типа Бюкачека:
V = а °'101325 + В
р
где р — давление (абсолютное) газа в измерительной камере, МПа; А, В —
коэффициенты, зависящие от температуры (табл. 1.7).
Таким образом, точность конденсационного метода может быть оце-
нена в +(1,0 — 1,5) °C. Следует также отметить, что в рамках конденсацион-
ного метода фактически измеряется температура в системе "сжатый при-
родный газ — переохлажденная вода" (см. обсуждение в гл. 4).
В отечественной газовой промышленности применяли приборы кон-
денсационного типа TTP (ТТР-3, ТТР-8, Роса-1] и серии ВИГ-2М, ВИГ-ЗМ,
тогда как в настоящее время на северных месторождениях используется
Таблица 1.7
Коэффициенты А и В в зависимости от температуры точки росы для природных газов
плотностью 0,7 кг/м3
Температура точ- ки росы, °C- А В 1 ' т ! Температура ( точки росы, °C А В
+ 40 56,25 0,2630 | ! -2 4.030 0,377
+ 38 50,80 0,2425 i -4 3,480 0,0338
+ 36 45.20 0,2240 -6 2,990 0,03035
+ 34 40,50 0,2070 -8 2,550 0,02710
+ 32 36,10 0,1895 -10 2,188 6,0229
+ 30 32,30 0,1740 -12 1,868 + 0,02155 .
+28 28,70 0,1595 -14 1,590 . 0,01927
+ 26 25,50 0,1463 -16 1,350 0,01705
+ 24 22,80 0,1343 i -]8 1,1440 0,01510
28
Продолжение табл. 1.7
Температура точ- ки росы. °C А В 1 Температура I точки росы. °C А в
+ 22 20,15 0,1227 1 -20 0,9600 0,0134
+ 20 17,87 0,1120 | -22 0,8090 0,01168
+ 18 15,75 0,1020 -24 0.6775 0,01043
+ 16 13,94 0.0930 -26 0,5660 0,00921
+ 14 12,39 0,0855 -28 0.4715 0,00806
+ 12 10,72 0,0767 -30 0,3910 0,00710
+ 10 9,39 0,0696 -32 0.3235 0,00623
+8 8,200 0,0630 -34 0.2670 0,00538
+ 6 7.150 0.0571 -36 0.2189 0.00465
+ 4 6,225 0,0515 -38 0.1780 0.00402
+ 2 5,400 0,0464 -40 0.1451 0.00347
0 4.670 0,0418
П р и меча ния.
1. При промежуточных значениях температуры допустима линейная интерполяция
коэффициентов А и В.
2. Для природных газов, не содержащих кислых компонентов, зависимость влагосо-
держания от состава газа весьма слабая и ею в большинстве случаев можно пренебречь.
3. Согласно нашим исследованиям (см. гл. 4), погрешность расчета влагосодержания
"по Бюкачеку" при температурах ниже 10 °C может составлять более 10 % (погрешность
возрастает с понижением температуры).
главным образом прибор “Харьков-1М" (или аналогичные), детальная ме-
тодика работы с которым представлена по многолетнему опыту ЦНИПРа
ПО Уренгойгазпром.
Индикатор кондиционности газов "Харьков-1М" предназначен для
контроля качества подготовки природных газов по влаге и углеводородам.
Он позволяет осуществлять визуальный контроль температуры точки росы
исследуемого газа в момент конденсации влаги и/или углеводородов на
зеркальной поверхности конденсационной камеры индикатора. Прибор
активно используется на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского, Ям-
бургского и других месторождений севера Тюменской области.
Схема подключения прибора дана на рис. 1.1. Важная особенность
этого прибора — создание по длине конденсационной поверхности посто-
янного во времени (разумеется, на период проведения измерений) перепада
температур за счет использования вихревой трубки (горячий и холодный
потоки газа, формирующиеся в вихревой трубке, соответственно нагрева-
ют одну часть и охлаждают другую часть конденсационной зеркальной по-
верхности рабочей камеры). Температура вдоль этой поверхности измеря-
ется шестью термометрами. Таким образом, прибор “Харьков-1М" в части
схемы охлаждения зеркальной поверхности не вполне строго "вписы-
вается" в ныне действующий ГОСТ 20060 — 83.
Для устранения попадания с исследуемым газом на зеркальную по-
верхность прибора капельной жидкости необходимо на входе исследуемо-
го газа в прибор "Харьков-1М" установить фильтр-сепаратор. Весьма су-
щественно, что отбор газа на вихревую трубку прибора и исследуемого
:• газа должен осуществляться с разных манометрических штуцеров. Подачу
fe?3a на вихРевУю трубку рекомендуется производить в течение 20 — 30 мин
8*9установления постоянных температур на образцовых термометрах. На
Е'метре № 1 температура должна быть на 5 — 7 °C ниже ожидаемой
ратуры точки росы по влаге (т.е. примерно минус 25 °C для УКПГ
анских залежей). Расход исследуемого газа следует установить мини-
о возможным (на зеркальной поверхности должно наблюдаться
енное движение" газа).
29
I
Рис. 1.1. Схема подключения прибора "Харьков-1М":
1 — вход исследуемого газа; 2 — вход газа на вихревую трубку: 3 — выход исследуемого газа;
4 — выход смеси холодного газа; 5 — маховичок входа газа в вихревую трубку; б — махови-
чок выхода исследуемого газа; 7 — пробковый кран регулировки перепада температур на
конденсационной поверхности; 8 — маховичок входа исследуемого газа; 9 — фильтр-
сепаратор; 10 — термометры; 11 — манометры
Углеводороды и влагу на конденсационной поверхности прибора раз-
личают по цвету: пленка углеводородов имеет на границе радужный отте-
нок; влага имеет серовато-матовый оттенок (как запотевшее зеркало). Если
влага на конденсационной поверхности слабо видна, то следует дожидаться
замерзания (точнее, “загидрачивания") выпавшей жидкости.
На рис. 1.2 представлены различные, наблюдавшиеся эксперименталь-
но виды границы выпадения влаги (кружок "о" — точка снятия значения
температуры точки росы). Конфигурации границ связаны с невозможнос-
тью установления одинаковых скоростей исследуемого газа и особеннос-
тями распределения температур по конденсационной поверхности. Поэто-
му значение температуры точки росы (в случае, как показано на рис. 1.2,
а, б) необходимо брать в точке, лежащей на границе выпадения влаги со
стороны термометров. На рис. 1.2, в, г показана методика выбора темпе-
ратуры в случае дугообразной границы влаги. Если эта граница оказалась
размытой, то необходимо повторить замер.
Пример i определения точки росы по влаге (см. рис. 1.2, в).
Температура точки росы (ТТР) находится по шкале прибора на деле-
нии 2,4 между термометрами 2 и 3 с температурами —6 и 4-5 °C соответ-
ственно. Определим цену одного деления. Для этого количество градусов^
"уложившихся" между этими термометрами, разделим на число делений -
между ними (10), т.е. (-6) - ( + 5) = (-11) разделим на 10. Таким обра-;|
зом, цена одного деления равна 1,1 °C. Температура зеркала на делении 2,4^
30
Рис. 1.2. Методика снятия показаний температуры точки росы газа (ТТР) по влаге:
а _ ТТР = - 18,5 °C; б - ТТР = - 17,5 ‘С; в - ТТР = - 1,6 °C; г - ТТР = — 1 ‘С; <3 — ТТР =
= -25,2 "С
равна: ( — 6) — (1,1 х4) = —1,6 °C. Следовательно, ТТР в данном примере
равна —1,6 °C при существующем давлении в системе.
Пример 2 определения точки росы по влаге (см. рис. 2, а).
ТТР находится на шкале прибора на делении 1,9 между термометрами
1(1 = —23 °C) и 2(1 = —18 °C). Число градусов, "уложившихся" между эти-
ми термометрами, будет ( — 23) — (—18) = ( — 5). Цена одного деления рав-
на 0,5 °C. Следовательно, ТТР при существующем давлении будет (—18) —
(0,5 х 1) = —18,5 °C. Полученную ТТР при существующем давлении при
необходимости можно легко пересчитать на любое другое давление
(например, на рабочее давление в магистральном газопроводе).
Важно отметить, что определение температур точки росы по влаге и
,: углеводородам существующими конденсационными приборами, в том числе
и "Харьков-1М", для газов сепарации установок НТС газоконденсатных
) месторождений практически не представляется возможным. Это связано с
_. наличием в газе сепарации большого количества конденсата наряду с мета-
с нолом и водой, поэтому на зеркальной поверхности индикатора образует-
($' ся сплошная пленка жидкости и определить раздельно температуры точки
31
росы no BMP и углеводородам не удается. Поскольку выноса влаги (точнее,
BMP) в капельном виде с газами сепарации обычно не наблюдается, то
можно полагать, что температура точки росы газа сепарации по влаге
близка (скорее всего, на несколько градусов выше) к температуре газа в
низкотемпературном сепараторе. Небольшое различие может быть связано
с некоторой неравновесностью процесса и капельным уносом нестабиль-
ного конденсата, содержащего растворенный метанол.
Для природных газов, поступающих на КС (на Уренгойском ГКМ это
смесь валанжинского и сеноманского газов), температура точки росы как
по влаге, так и по углеводородам, уже может определяться индикатором
типа "Харьков-1М", так как в начальный момент прохождения исследуемо-
го газа через прибор на зеркальной поверхности видна радужная пленка.
Удается зафиксировать температуру на границе образования пленки доста-
точно обоснованно и принять эту температуру за ТТР по углеводородам.
Далее следует дождаться замерзания пленки. Температура границы замер-
зания несколько ниже ТТР по углеводородам. Последнюю температуру и
можно приближенно принять за ТТР по влаге.
Но вернемся к обсуждению ГОСТ 20060—83. Стандартом рекоменду-
ется и второй метод — электролитический (кулонометрический). Но в этом
методе непосредственно измеряется не точка росы, а влагосодержание
газа. Кулонометрические влагомеры содержат влагочувствительный эле-
мент — пленку оксида фосфора Р2О5. Суть метода заключается в извлече-
нии водяных паров из потока исследуемого газа частично гидратирован-
ным оксидом фосфора при одновременном электролитическом разложе-
нии извлекаемой влаги и измерении тока электролиза (а шкала прибора
градуируется на влагосодержание, например, она может быть проградуиро-
вана в единицах ррм). Следует отметить, что с оксидом фосфора реагиру-
ют и пары спиртов (метанола и др.), гликоля, ацетона, что приводит к не-
которому искажению показаний. Поэтому стандарт не рекомендует ис-
пользовать кулонометрический метод, если парциальная доля метанола в
парах воды превышает 10 %. Кроме того, имеется и ограничение сверху на
величину влагосодержания: содержание влаги в газе должно быть не более
0,2 об. %. В стандарте приведены данные, позволяющие пересчитать влаго-
содержание на величину точки росы (при разных давлениях природного
газа).
Интересно отметить, что кулонометрическим методом можно изме-
рять влажность не только природного газа, но и углеводородного конден-
сата (или ШФЛУ), предварительно испаряя сжиженную углеводородную
смесь перед подачей в прибор. Подобная методика определения влажности
ШФЛУ была детально разработана во ВНИИГазе еще в шестидесятые
годы.
Отечественная промышленность выпускает ряд приборов кулономет- ?
рического типа (поэтому существовал лишь недавно отмененный ГОСТ Л
17142 — 78 "Гигрометры кулонометрические1', содержащий общие техничес-,^
кие условия на этот класс измерительной аппаратуры). В газовой промыт- •_
ленности в основном используются кулонометрические гигрометры серии',
"Байкал". Одна йз.последних оригинальных разработок — "Байкал-5" (по ''
ТУ 6-875Kl.550.IIi).
Газ, анализируемый гигрометрами типа "Байкал", не должен содерЗ
жать механических примесей более 0,05 мг/м3, а капельно-взвешенных|
жидкостей (воды, .BMP, гликолей, масла, углеводородного конденсата) ТЯ
32
более 0,1 мг/м3. Основной недостаток кулонометрических гигрометров —
это довольно ограниченный срок службы электроли тических ячеек.
Анализируя опыт использования кулонометрических влагомеров, нуж-
но отметить, что влагомеры этого типа не нашли широкого применения на
установках абсорбционной осушки газа северных месторождений (из-за
влияния паров гликоля и метанола на показания; возможности выведения
из строя датчика прибора при попадании капельно-жидкого гликоля на
влагочувствительный элемент и, следовательно, необходимости постоянного
квалифицированного технического обслуживания данного прибора).
Третий метод измерения влажности газа, рекомендуемый ГОСТ
20060 — 83, — абсорбционный метод, основанный на поглощении водяных
паров безводным диэтиленгликолем и последующем определении связанной
ДЭГом воды титрованием раствором К. Фишера (напомним, что в состав
реактива К. Фишера входят иод, диоксид серы, пиридин и метанол).
ГОСТ допускает и хроматографическое определение воды в ДЭГе (как аль-
тернатива методу К. Фишера). Весьма существенно, что данный метод (в
любой модификации) может применяться для определения водяных паров
при их содержании в газе не более 0,1 г/м3. Кроме того, при использова-
нии метода К. Фишера содержание сернистых соединений в газе не долж-
но превышать 0,03 г/м3. Количество пропускаемого через ДЭГ газа выби-
рается из условия, чтобы привес воды в гликоле был не менее 0,25 %. В
стандарте приведена детальная методика расчета определяемой величины
влагосодержания, исходя из количества поглощенной ДЭГом влаги и объе-
ма пропущенного газа, учитывающая и поправку на остаточное влагосо-
держание газа после абсорбции гликолем.
В заключение этого краткого и предварительного обсуждения норма-
тивно-технической документации по определению точек росы по влаге,
углеводородам и влагосодержания газа целесообразно отметить два сущест-
венных момента:
наличие разработок влагомеров, работающих на иных физико-
химических принципах (см., например, [7—11]), а также существование
ряда химических методов определения влажности;
необходимость доведения в ближайшие годы ряда существующих и
новых методов, позволяющих корректно учесть наличие в газе метанола и
гликолей, до уровня возможности включения их в соответствующие норма-
тивно-технические документы.
у В заключение этого раздела представим сводку основных методов ис-
пытаний углеводородных газов (табл. 1.8).
Таблица 1.8
« л
Основные методы испытаний углеводородных газов
Показателя Метод испытания
Отбор проб газа Ужотко сть взбегав газа |§£Щ£ржание сероводорода и мер- |й§птановой серы По ГОСТ 18917—82, а также по методикам производ- ственных объединений, разработанных на базе этого стандарта По ГОСТ 17310 — 86 (пикнометрический метод) По ГОСТ 22667 — 82 (расчетный метод, исходя из компонентного состава) По ГОСТ 23781 —87 (два хроматографических метода) По ГОСТ 22387.2— 83 (для природных гаЗов) ' По ГОСТ 11382—76 (для газов, получаемых в процессе переработки нефти) По ГОСТ 26374 —84 (общая и органическая с$а)
33
Продолжение табл. 1.8
• Показатели Метод игниглиия )
Содержание кислорода Точка росы газа по влаге и/или влагосодержание газа Точка росы газа по углеводородам Содержание механических при- месей Теплота сгорания, высшая и низ- шая Число Воббе Октановое число Содержание ртути Содержание метанола Интенсивность запаха По ГОСТ 2378! -НЗ (хромата,рпфический метод] • По ГОСТ 22387.3 — 77 (поглощение.’ пирогаллолом) | По ГОСТ 20060-83 (на влагомеры имеются ТУ) По ГОСТ 20061-8*1 По ГОСТ 22387.4—77 По ГОСТ 22667-82 (расчетный метод, исходя из компонентного состава газа) По ГОСТ 27193 — 86 (экспериментальный калоримет- рический метод определения высшей и вычисления низшей теплоты сгорания горючего газа в водяном калориметре) По ГОСТ 10062 — 75 (экспериментальный метод опре- деления теплоты сгорания сжиганием в калориметри- ческой бомбе а среде сжатого кислорода определен- ного объема газа) По ГОСТ 22667 — 82 (расчетный метод) По ГОСТ 27577—87 (расчетный метод) По ГОСТ 28726 — 90 (для тазов, не содержащих серо- водорода) В настоящее время действующего стандарта не имеет- ся. Ранее действовал стандарт СЭВ 2104 — 80 По ГОСТ 22387.5-77
1.3. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ
УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА, ШФЛУ,
СМЕСЕЙ ЛЕГКИХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
При промысловой подготовке и заводской переработке природного и по-
путного нефтяного газов помимо товарного газа получают целую гамму
жидких углеводородных продуктов: конденсаты, широкую фракцию легких
углеводородов (ШФЛУ), сжиженные газы, углеводородные фракции и чис-
тые жидкие углеводороды, топлива для зажигалок, пропелленты, газовые
бензины и дизельное топливо.
Какого-либо специального нормативно-технического документа, де-
тально регламентирующего показатели качества этих углеводородных про-
дуктов, пока что не разработано, тогда как для жидких нефтяных топ-
лив — продуктов переработки нефти — соответствующий стандарт имеет-
ся — ГОСТ 4.25 — 83. Для характеристики качества жидких углеводородных
продуктов газопереработки обычно используются следующие физико-
химические показатели: давление насыщенных паров; углеводородный со-
став (и/или фракционный состав); содержание меркаптановой серы и сетн,
роводорода, воды, щелочей, метанола; цвет, запах и др.
Газовый конденсат ||
Различают стабильный и нестабильный газовые конденсаты. Нестабильный^
конденсат — продукция промысловых установок подготовки конденсатсс®
держащего природного газа. Нестабильный конденсат содержит наряду^Й
компонентами С5+в и более легкие компоненты, тогда как в стабильных|
конденсатах содержание легких компонентов (С,—С4) сводится к технолоЯ
34
гически допустимому минимуму. Нестабильный конденсат частично стаби-
лизируют (дегазируют) уже непосредственно на промысле, а затем по кои-
денсатопроводу направляют на установки стабилизации и переработки (что
чаще всего осуществляется в заводских условиях). Поэтому технические
требования на стабильный конденсат обычно указываются непосредствен-
но в регламентах на эксплуатацию установок промысловой подготовки га-
за, а также в регламентах на эксплуатацию установок стабилизации кон-
денсата, действующих в пределах газодобывающего предприятия. Напри-
мер, установка стабилизации конденсата (УСК) входит в комплекс устано-
вок подготовки конденсата к транспорту, действующих на базе Уренгой-
ского и Ямбургского газоконденсатных месторождений (валанжинской за-
лежи).
Разработаны технические требования на нестабильный конденсат, по-
ступающий на УСК по конденсатопроводам с установок промысловой об-
работки газа Уренгойского и Ямбургского ГКМ по ТУ 05751745-02 — 88
(табл. 1.9). Как видно из данных таблицы, состав нестабильного конденсата
по всем компонентам не регламентируется (норма дается только по ком-
понентам С, и С2), так как он определяется составом пластового газа
(переменным во времени) и условиями его обработки на УКПГ. Поскольку
термобарические режимы работы конденсатопроводов известны, та регла-
ментация содержания С, и С, позволяет обеспечить внугрипромысловый
транспорт нестабильного конденсата практически в однофазном (жидком)
состоянии, что, в частности, сводит к минимуму пульсации гидродинамиче-
ских параметров и повышает надежность системы внутрипромыслового
транспорта конденсата.
В северных условиях нестабильный конденсат обычно транспортиру-
ется совместно с водными растворами ингибиторов гидратообразования
(метанола или гликолей) на установки стабилизации конденсата. Эти при-
меси могут поступать как с установок подготовки газа (где они использу-
ются как абсорбенты и/или ингибиторы гидратов) за счет неполного раз-
деления водной и углеводородной фаз либо непосредственно могут вво-
диться в конденсатопровод с тем, чтобы обеспечить его безгидратный ре-
жим (особенно в зимнее время года). Поэтому в технических требованиях
на нестабильный конденсат указывается ограничение сверху на содержание
Таблица 1.9
Технические требования на нестабильный конденсат по
ТУ 05751745-02-88 с изменениями № 1 и № 2 {взамен СТП 51-02—84)
Но- мер п/п Показатели Норма для конденсата
Уренгойско- го ГКМ Ямбургского ГКМ
I Содержание компонентов С, —С2, мае. %, при тем- пературе в сепарации; до —20 °C ниже - 20 qC 15 20 15 20
< 2 Содержание свободной метанольной воды в ста- • бильной части, об. %, не более 0,1 ОД )
3 'ЦТ Содержание механических примесей в стабильной части, мае. %, не более 1 0,05 о,1 ;
Концентрация хлористых солей в стабильной части, мг/дм, не более | Плотность при 20 °C г/см 3 | to j 10 j Не нормируется, но опреде - h ленне обязательно !
35
водного раствора ингибитора, так по ТУ 051745-02 -вд содержание BMP
ограничивается величиной 0,1 об. % (см. табл- 1-9)- Установки стабилизации
конденсата предназначены для получения стабильного конденсата, деэтани-
зированного конденсата, ШФЛУ и других продуктов Например, на Урен-
гойском заводе по переработке газового конденсата вырабатывают деэта-
низированный конденсат, который поступает в конденсатопровод Урен-
гой— Сургут в целях его дальнейшей переработки на Сургутском заводе.
Специально на этот продукт разработаны технические условия по СТП
05751745-67—92 (табл. 1.10). Кроме того, по северным продуктопроводам в
целях уменьшения вязкости и температуры застывания перекачиваются
смеси нефти с деэтанизированным конденсатом. На смесь нефтегазокон-
денсатную деэтанизированную, получаемую в результате смешивания кон-
денсата газового деэтанизированного (выпускаемого Уренгойским заводом
переработки газового конденсата) и уренгойской товарной нефти, разра-
ботаны ТУ 51-05751745-01 —94. В настоящее время они заменены на ТУ 51-
05751745-09—97 (табл. 1.11). Содержание нефти в смеси не должно превы-
шать 25 об. %.
Таблица 1.10
Технические требования на деэтанизированный конденсат, закачиваемый
в конденсатопровод Уренгой-Сургут, по СТП 05751745-67—92 (взамен ТУ 51-452—89)
Но-
мер п/п Показатели Норма
1 Содержание метана и этана, мае. %, не более 0,8
2 Содержание механических примесей, мае. %. не более 0.05
3 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100
4 Содержание воды, мае. %, не более 0.1
5 Плотность, кг/м3 Не нормируется, определе-
ние обязательно
П ри меча ни я. 1. Допускается превышение нормы по показателю п. 1.
2. Массовый процент попутной нефти не нормируется (метод испытания по РД
015900-96—87). Сравни с техническими требованиями на смесь нефтегазоконденсатную
(табл. 1.11).
Таблица 1.11
Технические требования на конденсат газовый стабильный, компаундированный
нефтью по ТУ 51-05751745-09-97
Но- мер п/п Показатели Норма
1 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более 66,7 (500)
2 Компонентный состав (С, — Cs), мае. % Не нормируется
3 Содержание механических примесей, мае. %, не более 0,05
4 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100
5 Содержание воды, мае. %, не более 0,5
6 Концентрация серы, мае. %, не более Не нормируется
7 Содержание нефти в смеси, мае. %, не более 25
8 Плотность при 20 °C. кг/м3 Не нормируется, определе-
став) П рим е ч а н и я. 1. Поставщик (ПО Уренгойгазпром) определяет показа ние обязательно тель п. 2 (компонентный со-
только для деэтанизированного конденсата (на Уренгойском ЗПГК), определение 1
этого показателя для нефтегазоконденсатной смеси поставщиком не предусматривается. 1 2. Показатель п. 6 (концентрация серы) определяется только для товарной нефти.
36
Стабильный газовый конденсат, применяемый как сырье на газопере-
рабатывающих заводах, должен отвечать отраслевому стандарту ОСТ
51.65 — 80 с изменениями (от 18.11.86 г. за № 818177/01 и от 04.09.91 г. за
№ 818177/02 с датой введения с 01.01.92 г. и сроком действия до 01.01.97 г. —
в последние годы сроки действия обычно не указываются). Устанавливают-
ся две группы (I и II) конденсата в зависимости от содержания примесей:
группа I - для установок стабилизации конденсата, группа II — для про-
мыслов.
В соответствии с этим стандартом стабильный конденсат определяется
как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов,
удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей
(табл. 1.12).
Основной показатель качества стабильного углеводородного конденса-
та — упругость насыщенных паров (определяется по ГОСТ 175&—52). Этот
показатель главным образом характеризует наличие в нем легких углево-
дородов (С, — CJ. По сравнению с первоначальными техническими услови-
ями по ОСТ 51.65 — 80 требования на величину давления насыщенных паров
согласно изменению № 2 ужесточены и составляют 500 мм рт. ст. незави-
симо от группы конденсата и времени года. Исключение предоставлено
только для конденсата Сосногорского ГПЗ в зимний период (с 1 октября
по 31 марта), для которого допускается давление насыщенных паров не
более 93,3 кПа (700 мм рт. ст.). Таким образом, упругость пара стабильного
конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном
давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температу-
ры 38-40 °C.
Содержание воды в стабильном конденсате, равное 0,1—0,5 мае. %
(определяется по ГОСТ 2477 — 65), допускается в пределах меньших, чем для
сырой нефти (0,5 — 1 %). При этом содержание метанола не нормируется,
хотя в отдельных случаях этот показатель может быть очень важен: он
определяется и нормируется по согласованию с потребителем. Содержание
Таблица 1.12
Технические требования к качеству стабильного газового конденсата
(по ОСТ 51.65-80 с изменениями № 818177/01 от 18.11.86 г. и № 818177/02 от 04.09.91 г.
и № 3-96 - срок действия до 01.01.2002 г.)
1 Но- мер п/п Показатели Норма для стабильного конденсата
I группа И группа
1 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) 66,7 (500) 66,7 (500)
2 Содержание воды, мае. %, не более 0,1 0,5
3 Содержание механических примесей, мае. %, не более 0,005 005
4 Концентрация хлористых солей, мг/дм, не более 10 100
5 Содержание общей серы, мае. % Не нормируется. Определя- ется по требованию потре- бителя
6 Содержание сероводорода, мае. % Определяют для сернистого конденсата
7 Плотность при 20 °C, кг/дм3 Не нормируется, однако определение обязательно
конденсате установлено не
в
Примечание. Массовое содержание сероводорода _ ________„______ 7_____________
более 0,03 %, но до 01.01.95 г. показатель не являлся браковочным. Технология сбора, хра-
нения и транспортирования стабильного газового конденсата должна обеспечить условия,
при которых концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны не должна превышать
ПДК = 3 мг/м3 поТОСТ 12.1.005 - 88.
37
общей серы и сероводорода также определяется по требованию потреби-
теля (ГОСТ 19121 — 73 и ГОСТ 17323 — 71 соответственно). Содержание хло-
ристых солей определяется по ГОСТ 21534 — 76 (раздел 1), механических
примесей — по ГОСТ 6370—83, а такая практически важная характеристи-
ка, как плотность стабильного конденсата, — по ГОСТ 3900 — 85.
Кроме того, для оценки потребительских качеств стабильного конден-
сата (например, в целях его дальнейшей переработки) по согласованию с
заказчиком могут определяться дополнительно следующие показатели:
цвет, фракционный состав, количественное содержание сернистых соеди-
нений, парафина, ароматических углеводородов, гликолей и метанола, тем-
пература застывания и другие физико-химические параметры. Все указан-
ные параметры определяются стандартными методами, используемыми при
анализе нефти и нефтепродуктов (см. следующий параграф). Это замечание
прежде всего относится к товарному стабильному конденсату, поставляе-
мому на экспорт. В данном случае специального нормативно-технического
документа не имеется и физико-химические показатели углеводородного
продукта определяются условиями соответствующего контракта. В допол-
нение к ОСТ 51.65 — 80 (группа I) в соглашениях на экспортную поставку
обычно дополнительно нормируются плотность конденсата и его фракци-
онный состав, а также могут быть установлены более жесткие требования
на содержание хлористых солей.
Широкая фракция легких углеводородов
ШФЛУ производится предприятиями как газовой, так и нефтяной промы-
шленности и представляет собой деэтанизированную газовую смесь легких
парафиновых углеводородов. Основное требование к качеству ШФЛУ —
свести к возможному минимуму содержание метана и этана в целях
уменьшения упругости паров ШФЛУ и тем самым сокращения ее потерь
при транспортировании и хранении, тогда как содержание углеводородов
С5 и С6+в регламентируется в ШФЛУ с учетом особенностей дальнейшей
переработки,
В настоящее время разработаны и действуют технические требования
по ТУ 38.101524 — 83, которые распространяются на широкую фракцию
легких углеводородов нефтестабилизированных установок, установок ком-
плексной подготовки нефти и блоков стабилизации нефтеперерабатываю-
щих предприятий, а также на широкую фракцию Легких углеводородов
газоперерабатывающих предприятий. ШФЛУ применяется в качестве сырья
газофракционирующих установок, нефте-, газоперерабатывающих и неф-
техимических предприятий.
Установлены три марки ШФЛУ (А, Б, В), отличающиеся по содержа-
нию С[ —С2, С3 и С4 — С3 (табл. 1.13). В этих же технических условиях
детально разработаны методы отбора проб ШФЛУ и определения ее со-
става.
Следует отметить, что техническими требованиями по ТУ 38.101524 —
83 не устанавливается содержание метанола и гликолей в ШФЛУ, Кроме
того, показатель отсутствия взвешенной воды носит довольно условный
характер: взвешенная (капельная) вода может появиться при охлаждении
системы в продуктопроводе, поскольку применяемые в настоящее время
методы осушки ШФЛУ допускают высокое ее влагосодержание на выходе
из ГПЗ — до 0,1 кг/м3. Равновесное влагосодержание ШФЛУ сильно зави-
38
Таблица 1.13
Технические требования иа ШФЛУ (по ТУ 38.101524 03 взамен 1У 30.101524-83)
Но- мер п/п Показатели Норма по маркам
А Б В
1 2 3 4 5 товке Углеводородный состав, мае. %: сумма углеводородов С]— С3, не более С3. не менее сумма углеводородов СА — С3, не менее сумма углеводородов С6+.в Содержание сероводорода и меркаптановой серы, мае. %, не более В том числе сероводорода, не более Содержание взвешенной воды Содержание щелочи Внешний вид Примечание. Содержание сероводорода не нормиру< девонской нефти на промыслах. 3 15 45 11 0,025 0,003 С Бесцве тся на ус: 5 40 25 0,05 0,003 Этсутствуе тная проз жидкость гановках п 35 50 0,05 0,003 т рачная о подго-
сит от температуры и составляет примерно 170 г/т при 30 °C и 40 г/т при
0 °C, т.е. капельная вода может выделяться при продвижении ШФЛУ по
продуктопроводу. Это и приводит к необходимости предупреждения гид-
ратообразования в ШФЛУ с использованием метанола или гликолей
(попутно отметим, что процесс гидратообразования в ШФЛУ возможен
при температуре 4 —5 °C и ниже). Поэтому на ряде газоперерабатывающих
предприятий России дополнительно проводятся анализы ШФЛУ на присут-
ствие воды, гликолей и метанола.
Основное количество ШФЛУ выделяется из пластового газа Уренгой-
ского, Ямбургского и Оренбургского газоконденсатных месторождений.
Если в продукции северных месторождений сероводород и серосодержа-
щие соединения практически отсутствуют, то в пластовом газе Оренбург-
ского ГКМ имеется значительное количество сероводорода (до нескольких
об. %). Поэтому с учетом реальных технологических возможностей в ПО
Оренбурттаззавод разработаны технические требования на ШФЛУ (ТУ
Таблица 1.1-4
Технические требования
яа ШФЛУ Оренбургского ГКМ
(по ТУ 51-765^77 с изменением
№ 11
Показатели Норма
Состав, мае. %, не более:
сумма С) и С2 2
сумма С3 40
сумма С5+в 15
сероводород 0,02
меркаптановая сера 0,90
метанол 0,03
вода Следы
П ри меча ни е. Содер-
жание метанола в ШФЛУ опре-
деляется только у потребителя.
Таблица 1.15
Технические требования на ШФЛУ Уренгойского
завода по переработке газового конденсата
(согласно технологическому регламенту установки
стабилизации конденсата)
Но- мер п/п Показатели Норма
1 2 водг ШФ Углеводородный состав, мае. %: сумма углеводородов С, —С2, не более пропан, не менее сумма углеводородов С4 —С3. не менее сумма углеводородов Cfi+B, не более Содержание сероводорода и меркап- таковой серы, мае. %, не более В том числе сероводорода, не более Примечание. Взвешенная (змульс и щелочь должны отсутствовать. Внеш ЛУ — бесцветная прозрачная жидкость. 2,5 15 45 35 0,05 0,003 ионная) НИЙ вид
39
51.765-77 с изменениями, табл. 1.14), в частности, с несколько большими
допусками на сернистые соединения, чем по ТУ 38.101524—83, разработан-
ными в нефтяной отрасли. Согласно ТУ 51.765 — 77, для предупреждения
гидратообразования в трубопроводе при транспорте ШФЛУ в продукт мо-
жет добавляться концентрированный метанол, но в количестве не более
0,03 мае. %.
В то же время на Уренгойском заводе по переработке газового кон-
денсата установлены "свои" требования к показателям качества ШФЛУ
(табл. 1.15). Сравнивая данные табл. 1.13 — 1,15, видим довольно существен-
ные различия в углеводородном составе ШФЛУ по разным маркам и раз-
ным ТУ. Таким образом, в дальнейшем предстоит определенная работа по
совершенствованию стандартизации ШФЛУ. Сейчас же следует ориентиро-
ваться главным образом на ТУ 38.101524 — 93.
Сжиженные газы
Сжиженные углеводородные газы, поставляемые в качестве топлива, рег-
ламентируются рядом документов, устанавливающих:
технические условия на газы сжиженные топливные, предназначенные
для коммунально-бытового потребления и промышленных целей (ГОСТ
20448-90);
технические условия на газы углеводородные сжиженные, поставляе-
мые на экспорт (ГОСТ 21443 —75Э);
технические условия на газы углеводородные сжиженные для автомо-
бильного транспорта (ГОСТ 27578 — 87).
Наличие трех основных нормативных документов связано с разным
назначением сжиженных газов и вытекающими отсюда различиями в тех-
нических требованиях.
Согласно ГОСТ 20448—90 регламентируются следующие марки сжи-
женных углеводородных газов в зависимости от содержания основного
компонента: пропан технический (ПТ); смесь пропана и бутана техничес-
ких (СПБТ); бутан технический (БТ). ГОСТ 20448 — 90 рекомендуется при-
менение той или иной марки сжиженного газа для коммунально-бытового
потребления в зависимости от системы газоснабжения, макроклиматичес-
кого района (по ГОСТ 16350) и периода (летнего или зимнего). Требования
к маркам сжиженного газа представлены в табл. 1.16.
ГОСТ 21443 —75Э распространяется на сжиженные углеводородные га-
зы, поставляемые на экспорт (технический пропан, технический бутан и
их смесь). Основные физико-химические показатели сжиженных природ-
ных газов этого стандарта представлены в табл. 1.17. Важная особенность
ГОСТ 21443 —75Э — наличие очень жесткого показателя на содержание
метанола — 0,005 мае. % (введен изменением № 5 к этому стандарту). Не-
соблюдение показателя по содержанию метанола при поставках сжижен-
ных газов на экспорт ведет за собой серьезные штрафные санкции. Ана-
логичный показатель может быть введен и в технические условия на
ШФЛУ, а также на углеводородные фракции (поставляемые на экспорт).
Соответствующие НТД находятся в стадии разработки.
ГОСТ 27578 — 87 распространяется на углеводородные сжиженные га-
зы, предназначенные в качестве моторного топлива для автомобильного
транспорта. Установлены две марки этого моторного топлива:
ПА — пропан автомобильный;
40
Таблица 1-16
Физико-химические показатели сжиженных газов по ГОСТ 20440—1)0
Но- мер п/п Показатели Норма для марки
ПТ СПТБ БТ
1 2 3 4 5 Доля компонентов, мае. %: метан, этан, этилен (в сумме) пропан, пропилен, не менее (в сумме) бутаны и бутилены (в сумме), не менее не более Объемная доля жидкого остатка. %, ие более Давление насыщенных паров (избыточное): при температуре 45 °C. не более при температуре —20 °C, не менее Доля сероводорода и меркаптановой серы, мае. %, не более В том числе сероводорода, не более Содержание свободной воды и щелочи Не nopN 75 Не нор- мируется 0.7 1.6 0.16 0,013 0.003 ируется Не нормир 60 1,6 1,6 0,013 0,003 Не допус- кается уется 60 1.8 1,6 0,013 0,003
СПТ6 Примечание. По согласованию с потребителе?* для сжиженного газа допускается доля пропана и пропилена (в сумме) не менее 60 мае. % .марки
Технические условия на сжиженные газы, поставляемые на экспорт
(по ГОСТ 21443—75 с изменениями 1—6)
Таблица 1.17
Но- Показатели Норма для
мер п/п пропана технического бутана тех- нического смеси пропана- бутана техниче- ского
1 2 3 4 5 медну С ПОТ{ ция с ветстг метро Углеводородный состав, мае. %: метан + этан, не более пропан, не более не менее сумма бутанов, не более не менее В том числе: н-бутан, не менее изобутан, не более непредельные углеводороды, не более Жидкий остаток (включая С5+а) при 20 °C, об. %, не более Давление насыщенных паров при 45 °C, МПа, не более Содержание общей серы для нео- дорированного газа, мае. % Содержание метанола, мае. %, не более Примечания. 1. Не допускается содержание свобод ю пластинку (для неодорированного зебителем изменение соотношения с жиженного углеводородного газа про 2. В настоящее время является Межгс ни с изменением № 6, принятым Me логии и сертификации (протокол № 2 1 95 ' 5 2 Отсутствие 1.6 0,01 0,005 хной воды, щел газа). Кроме то удержания прог водится по согл эсударственным жгосударственн 3 от 12.10.95, см 98 96 2 Отсутствие 2 1,6 0,005 0,005 очи. выдержива го, допускается ина и бутана в ^сованию с пот стандартом ст] ым советом по . ИУС, № 6, 199 4 40 60 2 2 1,6 0,01 0.005 ! ет испытание на по согласованию смеси. Одориза- зебителем. эан СНГ в соот- стандартизации, 6). i
41
Таблица t.1d
Технические требования на сжиженные углеводородные газы, применяемые
как моторное топливо
Но- мер п/п Показатели Норма
марка ПА марка ПБА
1 Состав, мае. %: сумма метана и этана пропан сумма углеводородов С4+а сумма непредельных углеводородов Не нормируется 90±10 | 50±10 Не нормируется 6 1 6
3 Жидкий остаток при температуре 40 °C, об. % Давление насыщенных паров, избыточное, МПа. при температуре: 45 °C. не более — 20 °C. не менее — 40 °C, не менее Отсут 0,07 ствует 1.6 0,07
4 Содержание сернистых соединений, мае. %, не более В том числе сероводорода, не более 0,01 0,003 0,01 0,003
ПБА — пропан-бутан автомобильный.
Марка ПБА применяется в климатических зонах при температуре ок-
ружающего воздуха не ниже —20 °C, тогда как рекомендуемый интервал
применения марки ПБ от —25 до —35 °C (но допускается ее применение
до температуры 10 °C). Технические требования на эти марки представле-
ны в табл. 1.18.
Углеводородные фракции и жидкие углеводороды
Разработан ряд ТУ на углеводородные фракции и вырабатываемые из этих
фракций чистые жидкие углеводороды.
Технические условия по ТУ 38.101489 — 79 распространяются на фракцию
этановую, вырабатываемую на газофракционирующих установках газопе-
рерабатывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприя-
тий. Фракция этановая применяется в качестве хладагента, сырья для пиро-
лиза, в производстве бутиловых спиртов и т.д. Фракция этановая представ-
ляет собой этан в качестве основного компонента с примесями других уг-
леводородов. Техническими условиями устанавливаются три марки: выс-
шая, А, Б. Технические требования на фракцию этановую представлены в
табл. 1.19. Состав фракции определяют хроматографически. Фракция эта-
новая транспортируется по трубопроводу.
Технические условия по ТУ 51-03-09 — 87 распространялись на опытную
партию этана сжиженного чистого, полученную на Опытном заводе ВНИИ-
Таблица J.19
Технические требования на этановую фракцию по ТУ 38.101489—79
Состав, мае. % Норма по маркам
Высшая А Б
Метан, не более Этан, не менее Пропан, не более Сумма C4t8 Диоксид углерода Сероводород 2 96 2 Не нормирует- ся 0,01 0,002 2 95 3 Не нормирует- ся 0,01 0,002 20 60 Не нормирует- ся 2 Не нормирует- ся 0,002
42
Таблица 1.20
Технические требования
на сжиженный этан
по ТУ 51-03-09-87
Состав, мае. % Нор- ма
Этан, не менее Метан, не более Сумма кислорода и азота, не более Сумма углеводо- родов С3>в, не более 99,5 0.1 0,15 0.25
Таблица 1.21
Технические требования
на фракцию пропановую
по ТУ 38.101490-89
Состав, мае. % Норма по маркам !
А Б 1
Сумма углеводородов Cf и С7. не более Сумма углеводородов С3, не менее В том числе пропилена, не более Сумма углеводородов С4, не более Сумма углеводородов С5 + и, не более Сероводород 2 96 0.2 з Отсутствуют 0,003 4 ! 90 ! 10 ! ю ! 1 ! 0,003 !
Газа (табл. 1.20). В сжиженном этане должны отсутствовать водород, диок-
сид углерода, этилен, сероводород. Однако допускается содержание воды в
количестве не более 15 ррм. В качестве исходного сырья для получения
этана сжиженного может использоваться как непосредственно природный
газ, так и этановая фракция по ТУ 38.101489 — 79.
Технические условия по ТУ 38.101490 — 89 распространяются на пропа-
новую фракцию, вырабатываемую на установках газоразделения нефтехи-
мических, нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Устанавливаются
две марки А и Б.
Пропановая фракция марки А применяется в качестве модификатора
процесса полимеризации в производстве полиэтилена высокого давления,
растворителя в процессе деасфальтизации масел и хладагента, марка Б —
как пиролизное сырье. Из пропановой фракции марки А методом низко-
температурной ректификации получают сжиженный пропан (по ТУ 51-
882 — 90). Технические требования на фракцию пропановую представлены в
табл. 1.21.
Свободная вода и щелочь должны отсутствовать. Фракция пропановая
транспортируется в цистернах и по трубопроводам.
Технические условия по ТУ 38.101497 — 79 распространяются на фрак-
цию нормального бутана, вырабатываемую на центральных газофракцио-
нирующих установках и газофракционирующих установках нефтехимиче-
ских, нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Фракция нормального
бутана представляет собой бутан с примесями небольших количеств сопут-
ствующих углеводородов. Эта фракция применяется в качестве сырья для
получения бутадиена в производстве синтетического каучука, а также для
пиролиза и т.д. Установлены четыре марки: высшая и А, Б, В. Из фракции
нормального бутана марки А методом низкотемпературной ректификации
получают бутан нормальный сжиженный (по ТУ 51-946 — 90). Технические
требования на фракцию бутановую представлены в табл. 1.22.
Таблица 1.22
Технические требования на фракцию бутановую по ТУ 38.101497-79
Состав, мае, % Норма по маркам
Высшая А Б в
Пропан, не более 0,3 0,5 1 1
Изобуган, не более 0,9 Ъ5 4 Не нор- мируется
Сумма бутиленов, не более 0,5 1 1 2
Нормальный бутан, не менее 98.6 97,5 94 88
Сумма углеводородов С5>в, не более 0.4 0.6 2.5 5
Сероводород (и меркаптановая сера) 0,005 0,005 0.01 0,01
43
Свободная вода и щелочь должны отсутствовать. Транспортируется
бутановая фракция в автомобильных и железнодорожных цистернах или
по трубопроводу.
Фракция изобугановая по ТУ 38.101492 — 79 применяется в качестве
сырья для процессов дегидрирования в производстве синтетического каучу-
ка, сернокислотного алкилирования изобутана олефинами и для других це-
лей. Установлены четыре марки: высшая, А, Б, В. Из фракции изобутано-
вой марки А получают методом низкотемпературной ректификации изобу-
тан сжиженный (по ТУ 51-945 — 90). Технические требования на фракцию
изобутановую представлены в табл. 1.23.
Для сжиженных пропана (по ТУ 51-882 — 90), бутана (по ТУ 51-946 — 90),
изобутана (по ТУ 51-945 — 90) регламентируется содержание основного ком-
понента не менее 99,75 об. % (для пропана — 99,8 об. %), сумма других уг-
леводородов С3 — С. не более 0,25 об. % (для пропана сумма С4 не более
0,15 об. %). Сероводород и меркаптановая сера не должны присутствовать
в количествах, больших 0,005 об. %. Свободная вода должна отсутствовать.
Кроме того, для пропана сжиженного регламентируется содержание суммы
компонентов азот + метан + этан не более 0,05 об. %.
Сжиженные смеси пропана и бутанов используются как пропелленты
и как газовое топливо для зажигалок. Рассмотрим технические требования
на эти виды сжиженных углеводородных смесей. Так, ТУ 39.892 — 83
(взамен ТУ 6-15-06-225 — 83) распространяются на пропеллент углеводород-
ный, представляющий собой смесь пропана и бутанов, применяемую в
качестве пропеллента или составляющую пропеллента. Технические требо-
вания на пропеллент (марки А, Б, В) представлены в табл. 1.24.
Таблица /.23
Технические требования на фракцию изобутановую по ТУ 38.101492—79
Состав, мае. % Норма по маркам
Высшая А Б В
Пропан, не более Изобутан, не менее Сумма бутиленов, не более Нормальный бутан, не более Сумма углеводородов С54.в Сероводород (и меркаптановая сера) Примечание. Содержание суммы углево маркам. Свободная вода и щелочь должны отсуч или по трубопроводу. 1,3 98 0,5 0.7 0,005 городов Cj- ствовать. Т 1,5 97 0,5 2,0 Оте 0,005 -С2 не эанспор'] 4,5 90 0,5 6,0 /тствие 0.005 {ормируе гируется 8 70 Не нор- мируется То же 0,01 тся по всем в цистернах
Таблица 1.24
Технические требования на пропеллент углеводородный
Показатели Норма по маркам
А Б в
Избыточное давление насыщенных паров при 90 °C, МПа Состав, мае. %: 0,25+0,02 0,33+0,02 0,4+0,02
этан, не более 0,5 0,5 0,5
пропан-бутан, изобутан. не менее 99 99 99
пентаны, не более 0.5 0,5 0.5
Меркаптановая сера и сероводород, мае. % 0,0005 0,0005 0,0005
Нелетучие вещества, мае. % 0,021 0,021 0,021
Вода, мае. % 0,01 0,01 0,01
Запах Соответствует по запаху образцу-эталону
44
I ^значение пропеллента углеводородного — использование при выпу-
ске ряда товаров народного потребления в аэрозольной упаковке: парфю-
мерно-косметические, автокосметика, инсектициды, чистящие вещества и
т.д. Ранее в качестве пропеллентов использовались главным образом смеси
хладонов (например, применялся пропеллент марки УФ-1А, выпускаемый
по ТУ 6-15-626—88). В настоящее время постепенно происходит замещение
использования фреонов на другие реагенты в связи с тем, что некоторые
фреоны, как полагают, активно участвуют в разрушении озонового слоя
атмосферы Земли.
Технические условия по ТУ 51-291—86 распространяются на топливо
для газовых зажигалок, представляющее собой смесь сжиженных углево-
дородных газов — пропана и бутанов. Топливо применяется при темпера-
турах от —10 до 55 °C. Для его изготовления может быть использо-
вана пропановая и изобутановая фракция марок "А" или ‘'высшая” по
ТУ 38.101490 — 79 и ТУ 38.101492 — 79. Допускается также изготовление топ-
лива на основе сжиженных углеводородов: пропана по ТУ 51-882 — 90 и
изобутана по ТУ 51-945 — 90. Однако изготовление топлива на основе одо-
рированных углеводородов или фракций не допускается. Основные физи-
ко-химические показатели топлива для зажигалок: содержание компонен-
тов (сумма метана и этана) — не более 0,5 мае. %; пропана не менее 2 мае.
%, но не более 5 мае. %; изобутана не менее 90 мае. %, но не более 97,9
мае. %; н-бутана не более 6 мае. %; сумма пропилена и бутиленов не более
0,7 мае. %; сумма пентанов не более 0,5 мае. %; давление насыщенных па-
ров избыточное, не более 0,8 МПа при 55 °C; содержание сероводорода и
меркаптановой серы не более 0,005 мае. % в перерасчете на серу; масляное
число 15 (по условной оценке наличия следов масла в остатке топлива, по-
сле испарения пробы топлива); должны отсутствовать свободная вода и
механические примеси.
Разработан и действует также ряд ТУ на углеводородные фракции, со-
держащие пентановые углеводороды. Эти фракции могут транспортиро-
ваться как по трубопроводам, так и железнодорожным транспортом в ци-
стернах, предназначенных для перевозки сжиженных газов.
Так, фракция нормального пентана по ТУ 38.101493 — 79 применяется в
качестве сырья для процесса изомеризации в производстве синтетического
каучука. Установлены две марки: высшая и А. Технические требования на
фракцию нормального пентана представлены в табл. 1.25. Фракция изопен-
тановая по ТУ 38.101494 — 79 применяется в качестве сырья для производст-
ва синтетического каучука и как высокооктановый компонент автомо-
бильного и авиационного бензинов. Установлены две марки: А и Б. Техни-
ческие требования на фракцию изопентановую представлены в табл. 1.26.
ТУ 38.101495 — 79 распространяется на фракцию пропан-бутан-
пентановую (головки стабилизации и конденсат газов прямой перегонки
нефти). Допускается вовлечение рефлюксов каталитического риформинга.
Фракция пропан-бутан-пентановая представляет собой смесь пропана, изо-
и нормального бутанов и легких бензиновых фракций. Используется эта
фракция как сырье для пиролиза. Установлены две марки: А и Б. Техниче-
ские требования на фракцию пропан-бутан-пентановую представлены в
табл 1.27.
ТУ 51-480 — 90 распространяются на фракцию пентан-гексановую
(ФПГ), предназначенную для экспорта. Технические требования на ФПГ
представлены в табл. 1.28.
45
Таблица 1.25
Таблица 1.26
Технические требования на фракцию н-пентана
по ТУ 38.101493-79
Состав, мае. % Норма по маркам
Выс- шая А
Сумма углеводородов С4, не более 0,2 1
Нормальный пентан, не менее 96,5 93,5
Изопентан Не нор- мируется
Сумма циклопентанов и углеводоро- дов Cti+B, не более 3,0 4,5
В том числе сумма углеводородов С6+в, не более 1.5 2
Сумма непредельных углеводородов, не более 0,3 0,5
Сернистые соединения 0,01 0,01
Свободная вода и щелочь Отсутствие
Механические примеси
Технические требования на фракцию
изопентановую по ТУ 38.101494-79
Состав, мае. % Норма по маркам
А Б
Сумма углеводородов С, —С4, не более 1,5 6
Изопентан, не менее 97,5 80
Нормальный пентан, не более 2,5 18
Сумма углеводородов С5+в, не более 0,3 1
Сумма непредельных углеводородов, не более 0,5 1
Сернистые соединения в пересчете на серу, не более 0,003 0,01
Свободная вода и ще- Отсутст-
лочь вие
Механические примеси
Таблица 1.27
Технические требования на фракцию пропан-бутан-пентановую
по ТУ 38.101495-79
Состав, мае. % Норма по маркам
А Б
Изобутан, не более 10 12
Сумма углеводородов С5+а, не более 25 50
Сумма непредельных углеводородов С2“С4, не 2 10
более
Сероводород, не более 0,002 0,002
Свободная вода и щелочь Отсутствие
Таблица 1.28
Технические требования на фракцию пентан-гексановую по ТУ 51-480—90
Показатели Значения
Плотность при 20 °C, кг/м3, не более Фракционный состав, °C: начало кипения, не ниже 10 % перегоняется при температуре, не выше 50 %, не выше 90 %, не выше конец кипения, не выше остаток в колбе, %, не более Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более Кислотность, мг КОН на 1 см3 фракции, не более Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 фракции, не более Содержание серы, мае. %, не более Содержание меркаптановой серы, мае. %, не более Испытание на медной пластинке Содержание свинца, мг на 1 кг фракции, не более Углеводородный состав, мае. %, не более: ароматические углеводороды нафтеновые углеводороды Примечание. По согласованию с заказчиком допустимы. изменения онному и углеводородному составу. 725 35 65 95 125 160 2 600 1 10 0,02 0,002 Выдержи- вает 0,05 10 48 по фракци-
Бензиновые и дизельные фракции и топлива
Из газовых конденсатов вырабатывают бензиновые и дизельные фракции,
газоконденсатные бензины и дизельные топлива. Детально разработаны
технические условия и на эти виды топлив.
Прежде всего рассмотрим ТУ на бензиновые фракции газоконденсат-
ные и бензины газоконденсатные. Технические требования по ТУ 51-275 —
91 распространяются на фракцию газоконденсатную бензиновую, выраба-
тываемую из газовых конденсатов газоконденсатных месторождений се-
верных районов России (разработаны в ПО Норильскгазпром). Фракция
применяется как компонент товарных автобензинов. Установлены нормы
и требования на 13 основных физико-химических показателей: октановое
число (не менее 75 по моторному методу); фракционный состав (10 % пере-
гоняется при температуре не выше 90 °C; 50 % перегоняется при темпера-
туре не выше ПО °C; 90 % перегоняется при температуре не выше 130 °C,
конец кипения не выше 160 °C, остаток в колбе не более 1,5 %); давление
насыщенных паров не более 93,325 кПа, или 700 мм рт. ст.; фактическая
концентрация смол не более 3 мг на 100 см3 фракции; мае. % серы не бо-
лее 0,1 %, при этом выдерживает испытание на медной пластинке (по
ГОСТ 6321—69); должны отсутствовать вода, водорастворимые кислоты и
щелочи, механические примеси; фракция бесцветная, ее плотность не нор-
мируется (однако определение плотности обязательно); кислотность (не
более 1 мг КОН на 100 см3 фракции); индукционный период на месте про-
изводства фракции (не менее 900 мин).
Технические требования по ТУ 5112-06-05751745 — 96 на бензин ста-
бильный газовый (фракция) разработаны применительно к условиям ПО
Уренгойгазпром. Бензин стабильный газовый (фракция) является сырьем
для дальнейшей переработки с целью получения высокооктановых мотор-
ных топлив (поэтому нормируемая нижняя граница октанового числа по
моторному методу составляет 62).
Технические требования по ТУ 51-03-11 —88 на фракцию газоконден-
сатную бензиновую представлены в табл. 1.29.
Таблица 1.29
Технические требования по ТУ 51-03-11-88 на фракцию газоконденсатную
бензиновую прямогонную (ФГБП) как компонент для автобензинов
газоконденсатных прямогонных
Но- мер п/п Показатели Нормы ФГБП
зимний вид летний вид
1 2 Детонационная стойкость, октановое число по мо- торному методу, не менее Фракционный состав бензина, °C: 66 66
температура начала перегонки, не ниже Не норми- руется 35
10 % перегоняется при температуре, не выше 55 70
50 % перегоняется при температуре, не выше ПО 120
90 % перегоняется при температуре, не выше 130 145
конец кипения бензина, не выше 160 170
остаток в колбе. %, не более 1,5 1.5
остаток и потери, %, не более 4 4
3 Давление насыщенных паров бензина, Па (мм рт. ст.) в пределах, не более 66661-93325 (500 -700) 66661(500)
4 Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более 1 1
5 Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бен- зина, не более (на месте производства) 3 5 1
47
Продолжение табл. 1.29
Но- Нормь ФГБП
Показатели
п/п зимний вид летний вид
6 Индукционный период на месте производства бен- зина, мин, не более 900 900 |
7 Массовая долл серы. %, не более 0.1 0,1
8 Испытание на медной пластинке Выдерживает
9 Водорастворимые кислоты и щелочи Отсутствие
10 Механические примеси и вода
н Цвет Бесцветный
12 Плотность при 20 °C, г/см3 Не нормируется, определя-
ется обязательно
Примечания.
1. Показатель по н. 12 не нормируется, но определяется для расчета массового рас-
хода.
2. Нормы по показателям пунктов 3. 4, 5, б, 7 изготовитель гарантирует и определяет
по требованию потребителя.
Технические условия по ТУ 39-1340 — 89 распространяются на стабиль-
ный газовый бензин, полученный путем переработки нефтяного газа, газо-
вого конденсата и ШФЛУ, получаемых на газоперерабатывающих пред-
приятиях. Данный продукт является в основном смесью предельных угле-
водородов С3 —С6+в и применяется в качестве пиролизного сырья нефте-
химических производств, сырья газофракционирующих установок, а также
для компаундирования автомобильного бензина.
Установлен бензин двух марок: легкий (БЛ) и тяжелый (БТ) (табл. 1.30).
Данный продукт должен выдерживать испытание на медной пластинке, не
содержать воды и механических примесей, быть прозрачным, без цвета.
Углеводородный состав стабильного бензина данными техническими усло-
виями (ТУ 39-1340 — 89) не устанавливается.
Кроме того, был разработан ряд ТУ на опытно-промышленные пар-
тии бензина, например ТУ 51-03-05 — 85 для опытной партии бензина Ше-
белинского ГПЗ; ТУ 51-03-17 — 89 для опытно-промышленной партии бен-
зина автомобильного газоконденсатного для газоконденсатов ПО Якутгаз-
пром (в последнем случае для повышения октанового числа допускается
введение в бензин антидетонационной присадки типа экстралин в количе-
стве не более 1,3 мае. %); ТУ 51-01-12 — 85 на газовый бензин стабильный,
вырабатываемый на Азербайджанском ГПЗ (разумеется, все эти ТУ уже не
действуют).
В настоящее время в газовой промышленности основным нормативно-
техническим документом, определяющим технические требования на бен-
Таблица 1.30
Технические требования на бензин по ТУ 39-1340-89
Показатели Норма по маркам
БЛ БТ
Фракционный состав, °C'. начало кипения, не ниже конец кипения, не выше объемная доля остатка в колбе, %, не более объемная доля остатка и потерь, %, не более Содержание фактических смол, мг/100 мл Давление насыщенных паров, гПа, не более Содержание общей серы, мае. %, не более 25 150 1,3 5 5 1200 0,04 30 185 1.5 5 5 850 0,05
48
зин газоконденсатный, являются ТУ 51-499 — 90. Они распространяются на
бензины автомобильные газоконденсатные (АГ), вырабатываемые прямой
перегонкой из газовых конденсатов месторождений Западной Сибири,
Якутии (и других северных районов России) и применяемые в качестве
топлива для карбюраторных автомобильных двигателей. При этом предпо-
лагается использование этого топлива непосредственно в районах распо-
ложения газоконденсатных месторождений. Установлены два вида топлив:
летнее и зимнее с октановыми числами (по моторному методу) не менее
76. Для достижения октанового числа, равного 76, допускается использова-
ние антидетонационных присадок типа экстралин (монометиланилин тех-
нический, по ТУ 6-02-571-90) в количестве не более 1,3 мае. %. Техничес-
кие требования на бензин газоконденсатный представлены в табл. 1.31.
Из газовых конденсатов посредством прямой перегонки или компаун-
дированием дизельных фракций газоконденсата с товарными дизельными
топливами вырабатывают дизельное топливо газоконденсатное широко-
фракционное трех основных марок: зимнее, арктическое и летнее. Топли-
ва рекомендуются для разных климатических зон. Физико-химические по-
казатели эти топлив представлены в табл. 1.32.
Ряд технических условий разработан и на дизельные фракции, получа-
емые из газоконденсатов. Так, например, ТУ 51-274—91 распространяются
Таблица 1.31
Показатели и нормы на бензин автомобильный газоконденсатный по ТУ 51-499-90
Но- мер п/п Показатели Норма для вида
летний зимний
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13- хода I зина метод Детонационная стойкость: октановое число по моторному методу, не ме- нее Фракционный состав бензина. °C: температура начала перегонки, не ниже 10 % перегоняется при температуре, не выше 50 % перегоняется при температуре, не выше 90 % перегоняется при температуре, не выше конец кипения бензина, не выше остаток в колбе, %, не более остаток и потери, %, не более Давление насыщенных паров бензина, Па (мм рт. ст.) в пределах, не более Кислотность, мг КОН на 100 мл бензина, не более Концентрация фактических смол в мг на 100 мл бензина, не более (на месте производства) Индукционный период на месте производства бензина, мин, не менее Содержание серы, мае. %, не более Испытание на медной пластинке Водорастворимые кислоты и щелочи Механические примеси и вода Цвет Плотность при 20 °C, г/см3 Содержание экстралина, мае. %, не более При ме ча ни я. 1. Показатель по п. 12 не нормируется, но определяе оплива. 2. Введение присадки в обязательном порядке указывг \Г. Количественное определение содержания экстрал □м диазотирования (по приложению к данному ТУ). 76 35 70 115 145 170 1 4 66661 (500) 3 5 1200 0,10 Выде Отс Бес Определен не но гея для расчет 1ется в товарн ина в бензин* 76 Не нормируется 55 100 145 150 1 4 66661 -93325 (500 - 700) 3 5 1200 0.10 грживает утствие цветный ие обязательно эмируется 1.3 а массового рас- эм паспорте бен- осуществляется
49
Таблица 1.32
Показатели и нормы на дизтопливо.газоконденсатное широкофракционное
(по ТУ 51-28-86. ГШЗ. Зимнее; ТУ 51-03-16-89. США. Арктическое;
ТУ 51-125-86. США. Летнее)
Но- мер п/п Показатели Норма
ГШЗ США ГШЛ
1 2 Цетановое число, не менее Фракционный состав, °C: 40 40 42
начало кипения, не менее — — 90
10 % перегоняется при температуре, не менее 120 120 120
50 % перегоняется при температуре, не выше 260 260 260
96 % перегоняется при температуре, не выше 340 340 360
3 Вязкость кинематическая при 20 °C, мм/с, не менее 1,45 1,45 2
4 Температура застывания, °C, не выше: — -55 -15
для умеренной климатической зоны -25 — —
для холодной климатической зоны -35 — —
5 Температура помутнения, °C, не выше: — — -5
для умеренной климатической зоны -25 — —
для холодной климатической зоны -35 — —
6* Мас. % серы, не более 0,2 0,2 0.2
7" Мас. % меркаптановой серы, не более 0,01 0,01 0,01
8* Содержание сероводорода Отс. Отс. Отс.
9' Испытание на медной пластине Выдер- живает Выдер- живает Выдер- живает
10 Наличие водорастворимых кислот Отс. Отс. Отс.
11 Содержание воды Отс. Отс. Отс.
12 Содержание фактических смол без присадки, мг/100 мл топлива, не более 30 30 40
13- Содержание механических примесей Отс. Отс. Отс.
14* Коксуемость 10 %-ного остатка без присадки, %, не более 0.2 0,2 0,3
15' 16 Зольность, %, не более Коэффициент фильтруемости, не более 0,01 0,01 0.01
17 Плотность при 20 °C, кг/м3, не более | 840 | 840 860
18 Температура вспышки в закрытом тигле, °C, не ниже 1 ” 1 15 15
Примечание. Показатели со звездочкой изготовитель гарантирует и определяет по требованию потребителя.
на фракцию газоконденсатную, получаемую прямой перегонкой газовых
конденсатов месторождений Севера (применительно к газоконденсатным
месторождениям ПО Норильскгазпром). Фракция дизельная должна удовле-
творять техническим требованиям (табл. 1.33). Кроме того, фракция газо-
Таблица 1.33
Технические требования на фракцию дизельную по ТУ 51-274—91
Но- мер п/п Показатели Норма
1 Цетановое число 33
2 Фракционный состав, °C:
начало кипения, не ниже по
50 % перегоняется при температуре, не выше 250
96 % перегоняется при температуре, не выше. 330
3 Вязкость кинематическая при 20 °C, мм3/с, не менее. 12
50
Продолжение табл. 1.33
Номер
п/п
Показатели
4
5
6
7
8
9
Температура застывания, °C, не выше
Содержание серы, мае. %, не более
Концентрация фактических смол в топливе, мг/100 см (без присадки)
Зольность, %, не более
Плотность при 20 °C, кг/м3
Температура вспышки в закрытом тигле, °C, не ниже
Норма
-55 !
0.2 !
30
0.01
830
30
конденсатная дизельная выдерживает испытание на медной пластинке; во-
да, водорастворимые кислоты, щелочи и механические примеси должны
отсутствовать.
Жидкие нефтяные топлива
За пределами нашего внимания остались нормативно-технические докумен-
ты по жидким нефтяным топливам. Отметим, что номенклатура показате-
лей качества жидких нефтяных топлив регламентируется ГОСТ 4.25 — 83.
Согласно этому стандарту, показатели качества нефтяных топлив делятся
на следующие классы:
показатели назначения (прокачиваемость, испаряемость, воспламеняе-
мость, горючесть, склонность к образованию отложений, совместимость с
материалами, которые могут контактировать с топливами и др.);
экологические показатели (токсичность, пожароопасность, ПДК);
показатели сохраняемости (стабильность свойств во времени, сроки
хранения).
Нефтяные жидкие топлива разделяют по группам:
бензин (авиационный и автомобильный); газотурбинное топливо
(реактивное и судовое); дизельное топливо (для быстроходных дизелей,
среднеоборотных и малооборотных);
мазут (флотский, топочный, мартеновский); бытовое топливо (печное,
керосин).
На все виды топлив детально разработаны соответствующие норма-
тивно-технические документы, обсуждение которых находится за предела-
ми данного обзора. Укажем только три самых основных ГОСТа: ГОСТ
2084 — 77 Бензины автомобильные (установлены четыре марки по октано-
вому числу); ГОСТ 305 — 82 Топливо дизельное (установлены три марки:
летнее, зимнее, арктическое); ГОСТ 10585 — 75 Топливо нефтяное. Мазут
(установлены флотские и топочные марки).
1.4. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПРОДУКТОВ
Контроль качества сжиженных газов и жидких углеводородных продуктов
газопереработки проводится посредством определения технологических и
потребительских характеристик в целях обеспечения надлежащих условий
транспортирования, хранения и использования этих продуктов потребите-
лями.
Контроль качества производится как изготовителями, так и потреби-
телями продукции. Детальная классификация показателей и признаков ка-
51
чества газопереработки представлена в обзоре I А. Овчинникова [1]. Здесь
же отметим только самые основные параметры. Так. для сжиженных угле-
водородных смесей весьма важными показателями являются: давление на-
сыщенных паров, плотность, фракционный и углеводородный составы, а
также содержание примесей (общей серы, сероводорода, меркаптановой
серы, воды, метанола, гликолей, водорастворимых щелочей, кислот, неор-
ганических солей и механических примесей). Л для углеводородных топлив
(бензин газоконденсатный, дизтопливо газоконденсатное) существенными
показателями также являются: октановое или цетановое число, кинемати-
ческая вязкость, концентрация фактических смол, температуры вспышки,
помутнения и застывания, цвет, запах, содержание присадок и др. Напом-
ним, что технические требования на разнообразные жидкие продукты га-
зопереработки по указанным показателям и признакам были представлены
в предыдущем разделе.
Следует отметить, что на промысловых и заводских установках ста-
билизации углеводородного конденсата, выделения ШФЛУ, получения угле-
водородных фракций (например, пропановой фракции и др.) и топлив
(бензина, дизтоплива) и т.п. помимо указанных показателей, характеризу-
ющих качество выпускаемой продукции, одновременно контролируются и
основные показатели технологических процессов. Эти показатели вместе
со ссылками на стандартизированные методики испытаний и представлены
в технологических регламентах соответствующих установок. Технологичес-
кие регламенты установок периодически пересматриваются и обновляются
(не реже чем 1 раз в 5 лет при отсутствии принципиальных изменений в
технологии).
В качестве примеров приведем несколько схематизированные данные
по аналитическому контролю производства на Уренгойском заводе по пе-
реработке газового конденсата: по установке стабилизации конденсата
(УСК) и по установке получения, осушки и очистки пропана (УПП).
Основные показатели аналитического контроля на установке УСК
представлены в табл. 1.34. Как видно из данных таблицы, показатели каче-
ства основной продукции этой установки определяются с периодичностью
один раз в смену.
Контроль производства на установке УПП осуществляется следующим
образом.
Анализируются сырье и углеводородные продукты (1 раз в неделю при
любом варианте работы установки):
сырье ШФЛУ (компонентный состав и содержание воды); флегма на
орошение (компонентный состав и плотность);
газ отдувки на факел и собственные нужды (компонентный состав и
плотность);
газ отдувки с верха флегмовой емкости на собственные нужды
(компонентный состав и плотность).
Кроме того, при варианте работы УПП на производство пропановой
фракции анализируются (также 1 раз в смену):
депропанизированный конденсат (остаток ректификационной колон-
ны) — на содержание углеводородов С, — С6 и плотность;
пропановая фракция, выпускаемая по ГОСТ 20448 — 90 — на содержа-
ние углеводородов С, — С6, воды, щелочи и плотность;
пропан-бутановая смесь — на содержание углеводородов С,-С6 и
плотность;
52
Таблица 1.34
Аналитический контроль производства на установке стабилизации конденсата
на Уренгойском ГКМ
Но- мер п/п Анализируемый продукт Показатели 11орма Частота испытаний
1 Газ сепарации а) Содержание Ci + B б) Плотность при 20 °C, кг/м3 Не нормиру- ется По требова- нию
2 Выветренный конденсат Плотность при 2U кг/м То же 1 раз в неде- лю
3 Отстой воды Содержание углеводородов, об. % То же
4 Газ на ДКС Вар Содержание С5+в, мае. %, не более иант работы на стабильный koi 1,16 чденсат 1 раз в сме- ну
5 ШФЛУ а) Компонентный состав, мае. % б) Содержание метана и эта- на, мае. %, не более в) Плотность при 20 °C. кг/м3 Не нормиру- ется 1.8 Не нормиру- ется 1 раз в сме- ну То же
6 Стабильный кон- денсат (как сырье установки дизель- а) Давление насыщенных паров, мм рт. ст.: не более (В (II) 500 500
кого топлива (I) и не менее 200 -
как товарный б) Содержание воды, мае. % 0.1 0,5
конденсат (II) по ОСТ 51.65-80) Вариаш в) Содержание механических примесей, мае. %, не более г) Плотность при 20 °C, г/см3 п работы на дезтанизированны 0,005 0,05 Не нормиру- ется конденсат
7 а) Содержание С5 + в, мае. %, не более б) Плотность при 20 °C, кг/м3 1,16 Не нормиру- ется 1 раз в сме- ну То же
8 Деэтанизирован- ный конденсат а) Содержание метана и эта- на, мае. %, не более б) Плотность при 20 °C, кг/м3 в) Содержание воды, мае. % г) Содержание механических примесей, мае. % д) Концентрация хлористых солей, мг/дм, не более 0,8 Не нормиру- ется 0,05 0,05 100
пропановая фракция по ГОСТ 21443 — 75 — на компонентный состав,
объемную долю жидкого остатка, содержание свободной воды, метанола
(последнего не более 0,005 мае. %), а также плотность.
При варианте работы УПП на дебутанизированный конденсат:
дебутанизированный конденсат — на компонентный состав, фракци-
онный состав, давление насыщенных паров, плотность;
пропан-бутановая фракция — на компонентный состав, содержание
объемной доли жидкого остатка и плотность.
Контроль качества жидких углеводородных продуктов переработки
природного и нефтяного газов производится по методам испытаний, уста-
новленным соответствующими нормативно-техническими документами, к
обсуждению которых мы и приступаем. При этом ограничиваемся только
основными стандартами и практически не затрагиваем большого числа ме-
53
•годов испытаний, главным образом разработанных применительно к неф-
тяным топливам (см., например, Сборник стандартов по методам испыта-
ний нефтепродуктов [12]).
Для проведения соответствующих анализов и испытаний прежде всего
необходимо квалификационно отбирать представи тельные пробы жидких
углеводородных продуктов. С этой целью рекомендуется использовать
стандартизированные методики отбора проб как для сжиженных углеводо-
родных газов, так и для жидких нефтепродуктов.
Стандарт по ГОСТ 14921—78 распространяется на методы отбора
проб сжиженных углеводородных газов, находящихся под избыточным
давлением собственных паров (например, к пробе ШФЛУ). Пробы отби-
раются из стационарных емкостей, цистерн, баллонов, а также посредст-
вом перекачки газов в герметичный металлический пробоотборник. Реко-
мендуется использовать пробоотборники типа ПУ и ПГО, изготовленные
из стали марки 12Х18Н ЮТ и рассчитанные на давление 4,9 МПа
(например, ПУ-50, ПУ-400, ПГО-400). Цель отбора проб — последующее
определение как микропримесей (например, общей серы, сероводорода,
влаги и т.п.), так и углеводородного состава смеси и т.д. ГОСТ 14921—78
детально регламентируется собственно методика отбора пробы. Суть этой
методики (на примере отбора проб в пробоотборник типа ПУ) сводится к
следующим основным операциям: открывают запорную арматуру на про-
боотборном устройстве и продувают пробоотборник отбираемым продук-
том; после появления равномерной струи жидкости закрывают последова-
тельно выпускную, впускную запирающие втулки и запорную арматуру
пробоотборного устройства; отсоединяют пробоотборник, навертывают на
оба штуцера запирающих втулок заглушки и, наконец, открывают на один
оборот поочередно запирающие втулки на несколько секунд для создания
в корпусе газовой подушки. Имеется особенность отбора проб из дейст-
вующего продуктопровода: отбор пробы сжиженного газа осуществляют
из вертикального участка трубопровода периодически, но не реже чем че-
рез каждые 500 м3 перекачиваемого продукта.
Установлен также стандарт (ГОСТ 2517—85) на методы отбора проб
нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, судов, ци-
стерн, трубопроводов, бочек и других средств хранения и транспортирова-
ния. Этот стандарт распространяется и на отбор проб жидких продуктов
газопереработки, находящихся при атмосферном давлении.
Плотность сжиженных углеводородов определяется эксперименталь-
ным методом по ГОСТ 3900 — 85 или же по НТД Уренгойгазпрома
"Методика определения плотности деэтанированного конденсата весовым
методом".
ГОСТ 3900 — 85 устанавливается стандарт на методы определения плот-
ности нефти и нефтепродуктов с помощью ареометра для нефти и пикно-
метра. Сущность метода определения плотности ареометром заключается
в его погружении в испытуемый продукт, снятии показания по шкале аре-
ометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность
при температуре 20 °C (пересчет осуществляется по подробной таблице,
представленной в приложении к этому стандарту). Метод определения
плотности пикнометром основан на определении относительной плотнос-
ти, т.е. отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в
том же объеме и при той же температуре t.
В то же время ГОСТ 28656 — 90 устанавливается расчетный метод опре-
54
деления плотности сжиженных углеводородных газон, содержащих углево-
дороды 112 — 06. Плотность при заданной температуре вычисляется по ком-
понентному составу (определенному хроматографическим методом) и по
известным плотностям индивидуальных углеводородов, входящих в состав
сжиженных газов.
Для вычисления плотности (в кг/м3) используется следующая прибли-
женная формула:
р = 100/J V х,. / р^,
где р — плотность (-го компонента при заданной температуре; N — число
углеводородных компонентов (могут включаться как парафиновые, так и
олефиновые углеводороды); х, — содержание (-го компонента, мае. %.
В ГОСТ 28656 — 90 приведена таблица плотностей индивидуальных
компонентов для диапазона температур от —50 до 50 °C для 42 возможных
компонентов с шагом по температуре в 5 °C. Часть этих данных с шагом
10 °C воспроизведена для предельных углеводородов С2 —С6 (табл. 1.35).
При определении плотности сжиженной углеводородной смеси для
промежуточных значений температур допустима линейная интерполяция.
Предполагается также, что плотность сжиженных газов практически не
зависит от давления (это приближенно справедливо при низких давлениях,
например, для сжиженных газов, находящихся под давлением собственных
паров).
Для определения давления насыщенных паров углеводородных смесей
имеются два стандартизированных метода: по ГОСТ 1756 — 52 (экспери-
ментальный) и по ГОСТ 28656 — 90 (расчетный).
Стандарт по ГОСТ 1756 — 52 устанавливает методы определения давле-
ния насыщенных паров углеводородных продуктов для:
нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров до 180 кПа;
нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше
180 кПа;
авиационного бензина;
моторных топлив.
Однако этот стандарт не распространяется на сжиженные нефтяные
газы. Сущность метода определения давления насыщенных паров мотор-
ных топлив заключается в его измерении пружинным манометром в бом-
бе, состоящей из топливной и воздушной камер при температуре 37,8 °C.
Таблица /35
Плотности индивидуальных углеводородов
Темпе- ратура, °C Плотность, кг/м3
Этан Пропан Изобу- тан н-Бутан 2.2-Ди- метил- пропан Изо- пентан н-Пен- тан н-Гек- сан
-50 496,1 590,9 635,2 651,1 661,4 688 69i;9 719,9
-40 481 579,4 624,7 641,5 652 678,7 682,8 711,5
-30 464,9 567,7 614,1 631,7 642,4 669,2 673,5 703,1
-20 447,3 555,5 603,3 621,8 632,6 659,7 664,3 694,6
-10 427,5 542,9 592,3 611,5 622,8 650 654,9 686
0 404.8 529.7 581 601 613 6403 645,2 677,2
10 377,5 515,8 569,4 590,2 603 630,4. 635,6 668,4
20 342,1 501,1 557,3 578,9 592,9 620,4 625,8 659,4
30 291,9 485,5 544,8 567,3 582,6 610,2 615,8 650,2 ;
55
Усовершенствованный метод эксперимсп гального определения давле-
ния насыщенных паров нефтей, летучих нснпзких нефтепродуктов и мо-
торных топлив установлен ГОСТ 28781—90. Особенность этого метода со-
стоит в предварительном диспергировании анализируемой пробы в аэро-
зольное состояние (с использованием аппарата механического диспергиро-
вания типа "Вихрь").
Расчетное определение давления р (в Ml la) насыщенного пара жидких
углеводородных смесей по ГОСТ 28656 — 90 осуществляется при фиксиро-
ванной температуре исходя из известного компонентного состава и фуги-
тивностей компонентов смеси. Используется следующая приближенная
формула:
N
Р = £х,Ъ.
/=1
где х, — содержание i-го компонента в сжиженном газе (мольные доли);
4 — фугитивность Tro компонента в сжиженном газе, МПа.
Поскольку фугитивности компонентов заметно зависят от общего
давления в системе, то расчет по этой формуле проводят итерационно. В
обсуждаемом стандарте приведены подробные таблицы фугитивностей
чистых компонентов сжиженного газа при разных температурах и давле-
ниях.
Целесообразно отметить, что стандартизированный метод определения
давления насыщенных паров по ГОСТ 28656 — 90 в силу предельного упро-
щения расчетной схемы оказывается не очень точным. Как нам представ-
ляется, в настоящее время лучше использовать более строгие расчетные
методы, основанные на современных уравнениях состояния многокомпо-
нентных смесей (специально адаптированных для описания смесей жидких
углеводородов), а к соответствующему стандартизированному методу при-
лагать алгоритм и программу расчета (на дискете для персонального ком-
пьютера). Это замечание относится и к расчетным методам других, прак-
тически важных свойств углеводородных смесей (которые целесообразно
доводить до уровня соответствующего НТД с обязательным приложением к
нему сервисных программ расчета для персонального компьютера). К со-
жалению, подобная работа в настоящее время не проводится.
Фракционный состав конденсата и других углеводородных продуктов
определяется по ГОСТ 2177 — 82. Метод состоит в перегонке пробы про-
дукта объемом 100 см3. Необходимо определять как минимум следующие
показатели: температуру начала кипения, температуры перегонки соответ-
ственно 10; 50 и 90 об. % продукта, конец кипения, потери и невыкипаю-
щий остаток в колбе. В ГОСТ 2177 — 82 даны весьма четкие (конструк-
тивные) определения указанных понятий и терминов. Например, под тем-
пературой начала кипения понимают температуру в колбе в момент паде-
ния первой капли конденсата с конца трубки холодильника в процессе пе-
регонки (проводимой в условиях рассматриваемого стандарта).
Углеводородный состав жидких продуктов газопереработки определя-
ется хроматографическими методами. Здесь основными стандартами явля-
ются ГОСТ 10679-76 и ГОСТ 24676-84.
ГОСТ 10679 — 76 распространяется на сжиженные углеводородные Газы
(фракции С3, С4 и их смеси). Стандартом устанавливается хроматографиче-
ский метод разделения углеводородов, входящих в состав сжиженного газа.
При этом определяются компоненты, содержание которых 0,01 мае. % и
56
выше. Рекомендуется использовать хроматограф типа ЛХМ-80 или анало-
гичный с детектором по теплопроводности или пламенно-ионизационным
детектором.
Что касается определения углеводородов С, и С2 (например, в неста-
бильном и стабильном углеводородных конденсатах), то в этом случае ре-
комендуется использовать хроматографическую методику по ГОСТ 23781 —
87 (см. и разд. 1.2 "Методы контроля качества товарного газа").
ГОСТ 24676 — 84 распространяется на фракции нормального пентана,
изопентана, а также фракции углеводородов С5 предельного и непредель-
ного состава: пентан-изопентановую, изопентан-изоамиленовую и изоами-
леновую. Сущность метода определения состава состоит в хроматографи-
ческом разделении углеводородов С2 — С6 с последующей их регистрацией,
например, детектором по теплопроводности. Этим методом определяется
содержание парафиновых углеводородов С2 —С6, а также моноолеофи-
новых и диолефиновых углеводородов С4 — С5, содержание которых в сме-
си не ниже 0,01 мае. %. Рекомендуется использовать хроматограф типа
ЛХМ-80 или аналогичного класса. В стандарте детально описана методика
проведения анализа и обработки результатов.
Что же касается определения парафина в углеводородных конденса-
тах, то допустимо использовать с некоторыми модификациями методику
определения парафина в нефти (по ГОСТ 11851—85). В этом стандарте ус-
танавливаются два метода (А и Б) определения массового содержания пара-
фина в нефти. Метод А заключается в предварительном удалении асфальто-
смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции и последующем
выделении парафина смесью ацетона и толуола при температуре —20 °C.
Метод Б заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых ве-
ществ из нефти вакуумной перегонкой с отбором фракций 250 — 550 °C и
выделении парафина с использованием растворителя (смесь эфира с этило-
вым спиртом) при температуре —20 °C.
Испытания сжиженных углеводородных газов и легких нефтепродук-
тов на общую серу, сероводород и меркаптановую серу стандартизированы
тремя основными документами: ГОСТ 22986 — 78, ГОСТ 19121—73 и ГОСТ
22985-90.
ГОСТ 22986 — 78 распространяется на сжиженные углеводородные га-
зы, в том числе на ШФЛУ и пентановые фракции. Суть метода определе-
ния общей серы заключается в сжигании пробы в токе воздуха до диокси-
да серы с последующим Окислением последнего раствором перекиси водо-
рода и в ацидометрическом или нефелометрическом (колориметрическом)
определении образовавшейся серной кислоты. Методика проведения экс-
перимента детально проработана. В частности, указаны особенности сжи-
гания ШФЛУ, содержащей в своем составе углеводороды С6+0.
В то же время ГОСТ 19121 —73 стандартизирует метод определения се-
ры в легких нефтепродуктах, например в бензине и керосине (с упругос-
тью паров до 700 мм рт. ст.) и других углеводородных смесях, сжиганием в
лампе соответствующего прибора (при условии полного сгорания продук-
та). Метод применим при содержании серы в продукте не менее 0,01 мае. %,
Стандарт не распространяется на нефть и масла с присадками. Суть мето-
да состоит в сжигании углеводородного продукта в лампе в чистом виде
либо после его разбавления растворителем с последующим поглощением
образовавшихся оксидов серы раствором углекислого натрия и титровани-
ем соляной кислотой. Точность, метода оценивается в 5 —10 %.
57
ГОСТ 22985 — 90 распространяется на сжиженные углеводородные га-
зы, в частности на ШФЛУ. Этим документом устанавливается метод опре-
деления сероводорода и меркаптановой серы при их содержании от 0,0002
до 1 мае. %. Суть метода состоит в поглощении сероводорода и меркапта-
нов раствором щелочи (гидроокиси натрия или калия) или растворами уг-
лекислого натрия и последующем титровании образующихся сульфидов и
меркаптидов щелочного металла азотнокислым аммиакатом серебра.
Кроме того, для определения наличия сернистых соединений исполь-
зуется метод испытания на медной пластинке по ГОСТ 6321 —92, согласно
которому оценивается коррозионное воздействие на медную пластинку
содержащихся в жидких углеводородных смесях и топливах активных сер-
нистых соединений или свободной серы, в условиях, устанавливаемых
этим стандартом.
Для испытания применяют медные пластинки со свежешлифованной
поверхностью. Пробирки с испытуемым топливом и медными пластинками
помещают в вертикальном положении в нагретую водяную баню. Топливо
во время испытания выдерживают в течение трех часов при температуре
50±2 °C (кроме топлив для реактивных двигателей, которые выдерживают
при температуре 100±1°С). По окончании испытания просушенные плас-
тинки осматривают, сравнивают с эталоном (т.е. со свежешлифованной
пластинкой) и устанавливают изменение (или же отсутствие изменения)
цвета, наличие (или отсутствие) налетов и пятен на поверхности. Следует
отметить, что появление равномерного оранжевого оттенка допустимо
(т.е. не считается изменением цвета). Топливо считается не выдержавшим
испытание, если на пластинке образуются налет или пятна черного, корич-
невого или серо-стального цвета, тогда как при всех других изменениях
или отсутствии изменения цвета пластинки топливо считается выдержав-
шим испытание.
Разработаны также методики анализа микропримесей серы в нефте-
продуктах. Стандарт по ГОСТ 13380 — 81 устанавливает метод определения
в нефтепродуктах микропримесей серы, органически связанной в виде
меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофена и его производных, серы в
сероводороде и элементарной серы. Суть метода состоит в восстановлении
органически связанной и элементарной серы на активном никеле Ренея до
сульфида никеля, разложении сульфида никеля соляной кислотой и опреде-
лении выделившегося сероводорода титрованием раствором ацетата ртути
в щелочной среде в присутствии индикатора — дитизона. Методика при-
менима для нефтепродуктов с бромным числом не более 10 и не содержа-
щих смолистых веществ. Определяются микропримеси серы в количестве
от 0,2 -10’4 до 250 • 10'4 мае. %. А при большем содержании серы в углево-
дородном продукте проба соответственно разбавляется растворителями
(например, изооктаном). Перейдем к обсуждению методов определения
хлористых солей, воды, метанола, кислот и щелочей в углеводородных
продуктах.
ГОСТ 21534 — 76 устанавливает два метода определения хлористых со-
лей в нефти (а также в продуктах газопереработки): титрованием водного
экстракта (извлечение хлористых солей водой с последующим индикатор-
ным или потенциометрическим титрованием; водной вытяжки); неводным
потенциометрическим титрованием (растворение пробы нефти в органиче-
ском растворителе и определении содержания хлористых солей потенцио-
метрическим титрованием).
58
Методику определения свободной воды и щелочи в сжиженных угле-
водородах рассмотрим на примере фракции пропан-бутан-пентановой.
фракцию наливают через нижний штуцер вертикально расположенного
пробоотборника в сухой сосуд или в толстостенную склянку. Сосуд (или
склянку) взвешивают, наполняют на половину его объема, после этого за-
крывают неплотно корковой пробкой с вставленным в нее капилляром.
Затем проводят медленное испарение продукта. Если необходимо, для ус-
корения испарения анализируемого продукта сосуд погружается в водяную
баню с температурой 50 — 60 °C. При отсутствии воды сжиженный газ ос-
тается прозрачным. Небольшое количество воды вызывает помутнение, а
большие количества воды замерзают и выпадают на дне сосуда. После ис-
парения продукта сосуд взвешивают повторно. Если после испарения про-
дукта в сосуде остается вода, то она проверяется кислотно-основным ин-
дикатором (например, фенолфталеином) на содержание щелочи.
Стандарт по ГОСТ 2477 — 65 устанавливает метод количественного оп-
ределения воды в нефти, жидких нефтепродуктах (например, керосине),
пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках, гудронах и битумах.
При этом используется дистилляционный метод. Сущность его состоит в
нагревании пробы нефтепродукта с нерастворимым в воде растворителем
и измерении объема сконденсировавшейся воды. В качестве растворителя
используют: толуол или ксилол (для битумов; нефтей, содержащих асфаль-
тены; тяжелых остаточных котельных топлив); нефтяной дистиллят с пре-
делами кипения от 100 до 200 °C (для нефтей, жидких битумов, мазутов,
смазочных масел, нефтяных сульфонатов и других нефтепродуктов); изо-
октан или нефтяной дистиллят с пределами кипения от 100 до 140 °C (для
пластичных смазок).
Далее вычисляют массовую или объемную долю воды (в процентах) в
испытуемом нефтепродукте. Эту же методику с некоторыми изменениями
обычно рекомендуется использовать и для определения воды в ШФЛУ,
стабильном и нестабильном конденсате, дизтопливе и т.д.
Здесь следует указать, что существует и общий стандарт на методы
определения воды в химических продуктах (ГОСТ 14870 — 77 с изменениями
1 и 2). Этот стандарт распространяется на химические продукты и реакти-
вы (как жидкие, так и твердые) и устанавливает три метода определения
воды;
с реактивом К. Фишера (для массы воды в навеске анализируемого
продукта 0,0005 — 0,05 г);
высушиванием (для массы воды в навеске анализируемого продукта не
менее 0,001 г);
отгонкой с органическим растворителем по методу Дина и Старка (для
массы воды в навеске анализируемого продукта 0,3 —8,0 г).
Попутно отметим, что методы типа К. Фишера и Дина —Старка наи-
большее применение в газовой промышленности приобрели для определе-
ния содержания воды в РДЭГе и НДЭГе при контроле работы установок
абсорбционной осушки природного газа, (в частности, во ВНИИГазе раз-
работаны специальные Рекомендации Р-51-140 — 89 "Методы определения
содержания воды в абсорбенте для осушки природного газа", которые
действуют в настоящее время взамен ОСТ 51.51—78).
Определение кислотности и кислотного числа нефтепродуктов (в том
числе бензинов, керосинов, лигроинов) осуществляется в соответствии с
ГОСТ 5985 — 79. Суть метода заключается в извлечении из нефтепродукта
5S
кислых соединений 85 %-ным раствором о типового спирта при нагревании
и последующем титровании их 0,5 н спиртовым рас твором гидроокиси ка-
лия в присутствии индикатора. Кислотность испытуемого продукта опреде-
ляется в мг КОН на 100 мг продукта, тогда как кислотное число — это ко-
личество мг КОН на 1 г продукта.
Для определения наличия водорастворимых кислот и щелочей в жид-
ких углеводородах рекомендуется использовать ГОСТ 6307—75, который
распространяется на жидкие нефтепродукты, присадки, пластичные смаз-
ки, парафины, церезины, восковые составы и т.п. Суть стандартизирован-
ной методики очень проста и состоит в извлечении водорастворимых кис-
лот и щелочей из нефтепродуктов водой или водным раствором спирта и
определении величины pH водной вытяжки pH-метром или реакции среды
с помощью индикаторов (рекомендуются фенолфталеин и метиловый
оранжевый). В стандарте детально описывается схема проведения испыта-
ний (при этом имеются определенные особенности методики для легких,
тяжелых и вязких нефтепродуктов).
Рекомендуется характеризовать водную вытяжку нефтепродукта в за-
висимости от величины pH следующим образом:
кислая — ниже 4,5;
слабокислая — от 4,5 до 5;
отсутствие водорастворимых кислот и щелочей — от 5 до 9;
слабощелочная — от 9 до 10;
щелочная — свыше 10.
Уже отмечалось, что в жидких углеводородных продуктах переработ-
ки природных газов северных газоконденсатных месторождений очень
часто присутствует некоторое количество метанола, поскольку метанол
широко используется для предупреждения гидратообразования как в сис-
темах сбора природного и попутного нефтяного газов, так и в установках
низкотемпературной сепарации газа.
Кратко охарактеризуем методику определения метанола в сжиженных
углеводородах (на примере анализа ШФЛУ). Эта методика первоначально
разрабатывалась во ВНИИГазе и, в частности, детально представлена в ТУ
51-183 — 83, ее дальнейшее совершенсгвование осуществлялось в институте
ВНИПИгазпереработка и в других организациях. Отбор пробы ШФЛУ
производят по ГОСТ 14921—78 (см. описание выше). Далее метанол из
ШФЛУ переводят в водную фазу, что осуществляется разгазированием
пробы. При разгазировании ШФЛУ газ барботируется через две склянки
Дрекслера, заполненные частично водой. Пробоотборник с ШФЛУ взве-
шивается до и после разгазирования. Количество оставшегося в пробоот-
борнике стабильного конденсата замеряется объемным методом (мерным
цилиндром). Из цилиндра конденсат переносится в делительную воронку с
целью экстрагирования оставшегося метанола водой. Пробоотборник так-
же промывается водой. Все промывные воды сливаются в одну и ту же
мерную колбу. В получившемся водном растворе метанол определяется
аналитическим методом, суть которого состоит в окислении метанола пер-
манганатом калия (в кислой среде!) до формальдегида. Последний опреде-
ляют колориметрическим методом с применением в качестве индикатора
хромотроповой или фуксинсернистой кислоты (детальное описание фото-
колориметрической методики с построением калибровочных графиков да-
но в работе [9] и в ТУ 51-183 — 83, раздел "Методы испытаний").
Анализируя эту методику, следует указать на ее высокую чувствитель-
м
ноет,,, что собственно и позволяет анализировать содержание метанола,
растворенного в жидких углеводородах. Однако она оказывается весьма
трудоемкой и требует достаточно высокой квалификации персонала ана-
литической лаборатории. Поэтому в перспективе целесообразно разраба-
тывать и совершенствовать экспресс-методы определения метанола в
конденсате, ШФЛУ, углеводородных фракциях. Стоит отметить, что за
рубежом обычно определяют воду и метанол хроматографическим мето-
дом одновременно с определением углеводородного состава жидкого про-
дукта.
Остановимся еще на методиках определения механических примесей в
жидких продуктах газо- и нефтепереработки.
Метод определения механических примесей по ГОСТ 6370 — 83 заклю-
чается в фильтровании испытуемых продуктов через беззольный бумаж-
ный фильтр (с предварительным растворением в случае необходимости
медленно фильтрующихся продуктов в бензине или толуоле), промывании
осадка на фильтре растворителем с последующим высушиванием и взве-
шиванием. Очевидно, этот стандарт не распространяется на пластичные
смазки и битумы.
Стандарт по ГОСТ 10577 — 78 устанавливает метод определения меха-
нических примесей:
для контроля нефтепродуктов с применением мембранных нитроцел-
люлозных и ацетатцеллюлозных фильтров;
для научно-исследовательских работ, проверки фильтрационных мате-
риалов, фильтров и фильтрующих систем для реактивных топлив с приме-
нением мембранных ядерных фильтров.
Метод распространяется на топливо для карбюраторных, дизельных и
реактивных двигателей, рабочие жидкости и приборный лигроин. Суть ме-
тода в определении массы механических примесей, задерживаемых фильт-
ром при фильтровании испытуемого продукта. Метод не применяется при
содержании более 0,1 % нерастворенной воды в испытуемом продукте.
В заключение отметим, что методы испытания смесей легких углево-
дородов рассмотрены здесь достаточно фрагментарно и, чтобы отчасти
компенсировать эту неполноту изложения, дадим подробную сводку нор-
мативных документов по основным методам испытаний (табл. 1.36).
Таблица 1.36
Сводка основных НТД по методам испытаний жидких углеводородных продуктов
газопереработки
Но- мер п/п Показатели Метод испытания
1 Отбор проб сжиженных углево- дородных газов и углеводород- ных продуктов ПоГОСТ 14921—78 (под избыточным давлением) По ГОСТ 2517—85 (при атмосферном давлении)
2 Плотность при 20 °C По ГОСТ 3900 — 85 (экспериментальный метод) По ГОСТ 28656 — 90 (расчетный метод) По СТП 36 — 87 Уренгойгазпрома (расчетный метод) По методике Уренгойгазпрома (весовой метод)
3 Давление насыщенных паров По ГОСТ 1756 — 52 (экспериментальный метод) По ГОСТ 28781—90 (экспериментальный м:етод) По ГОСТ 28656 — 90 (расчетный метод)
4 Фракционный состав По ГОСТ 2177 — 82
61
Н/нк/олжение табл. 1.36
! Но- ! меР | п/п Показа гели Метод и<'(1ыт1.1ния
i 5 1 1 Углеводородный состав (в том числе групповой состав) По ГОСТ 23/81 -87 (для С, и С2) По СТП Зб-Н? Уренгойгпзпрома По ГОСТ 10679-76 (для С„ С,) По ГОСТ 24676 - 84 (для С. - С,,) По ТУ 51-480—90, приложение 2 (для определе- ния содержания ароматических, нафтеновых и непредельных углеводородом} По ГОСТ 11851 —85 (для массового содержания парафина) По ГОСТ 12329 —77 (ароматические углеводоро- ды) По ГОСТ 29040 —91 (газохроматографический метод определения бензола и ароматических углеводородов в бензинах) По ГОСТ 6994 — 74 (ароматические углеводоро- ды в светлых нефтепродуктах)
6 Сера, сернистые соединения, сероводород По ГОСТ 2070 — 82 (определение йодных чисел и содержания непредельных углеводородов) По ГОСТ 6321 —69 (воздействие на медную пла- стинку) По ГОСТ 22986—78 (общая сера в сжиженных углеводородных газах) По ГОСТ 22985—90 (сероводород и меркапта- новая сера) По ГОСТ 17323—71 (сероводород и меркапта- новая сера в топливах) По ГОСТ 19121 —73 (сера в светлых нефтепро- дуктах) По ГОСТ 13380 — 81 (микропримеси серы в нефтепродуктах)
7 Содержание воды По ГОСТ 2477—65 (дистилляционный метод) По ГОСТ 14870 — 77 (по К. Фишеру, методом высушивания и по Дину —Старку) По Р51-140—89 (в РДЭГе и НДЭГе)
8 Концентрация хлористых солей По ГОСТ 21534-76 (см. также СТП51-0158754- 16-91)
9 Наличие водорастворимых кис- лот и щелочей Кислотность и кислотное число По ГОСТ 6307 -75 По ГОСТ 5985-79
10 Содержание свободной щелочи и воды Например, по ГОСТ 20448 — 90 (п. 3.2)
И Содержание метанола Например, по разделу 4 в ТУ 51-183 — 83
12 Содержание свинца По ГОСТ 13210-721, по ГОСТ 28828-90; по приложению 1 к ТУ 51-480-90
13 Содержание механических при- месей Визуально по ГОСТ 6370 — 83 По ГОСТ 10577-78
14 Содержание фактических смол По ГОСТ 8489 — 85 (по Бударову) По ГОСТ 1567-83
15 Индукционный период на месте производства По ГОСТ 4039 — 88 (для бензинов)
16 Содержание ароматических углеводородов По ГОСТ 29040 — 91 (бензол и суммарное со- держание ароматических углеводородов) По ГОСТ 12329-77 (анилиновая точка и содер- жание ароматических углеводородов) По ГОСТ 6994-74 (ароматические углеводоро- ды в светлых нефтепродуктах) ।
17 Октановое число По ГОСТ 511—82 (моторный метод)
18 Цетановое число По ГОСТ 3122-62
19 Температуры текучести и засты- вания По ГОСТ 20287 -91
20 Температура помутнения По ГОСТ 5066-91 (а также температуры начала . кристаллизации и кристаллизации) •
21 Температура вспышки По ГОСТ -6356—75 (определяется в закрытом тигле)
62
Продолжение табл.
Но-
мер
п/п
~ZT
23
24
25
26
27
28
Показатели
Метод испытания
Низкость кинематическая
Цоет
Запах
Содержание присадок
Зольность
Коксуемость
Удельная теплота сгорания
По ГОСТ 33 — 82 (а также расчет динамической
вязкости)
Визуально: по ГОСТ 3134 -78
По ГОСТ 22387.5-77
По соответствующим ТУ (например, экстралина
по ТУ 51-499-90)
По ГОСТ 1461-75
По ГОСТ 19932-74
По ГОСТ 21261-75
1.5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТЫ
Природные и нефтяные горючие газы, сжиженные углеводородные газы,
ШФЛУ, углеводородные конденсаты, углеводородные фракции и другие
продукты газо- и нефтепереработки (в частности, моторные топлива) яв-
ляются токсичными, пожаро- и взрывоопасными веществами, образующи-
ми с воздухом взрывоопасные смеси. По токсикологической характерис-
тике они относятся к слаботоксичным веществам 4 класса опасности в со-
ответствии с классификацией по ГОСТ 12.1.007—76 (за исключением сы-
рых природных и попутных нефтяных газов, содержащих сероводород).
Природные газы (не содержащие сероводород) не оказывают серьезного
токсикологического действия на организм человека. Однако следует под-
черкнуть, что при концентрациях углеводородов в воздухе, снижающих
содержание кислорода до 15—16 об. %, наступает удушье. В то же время
жидкие углеводородные смеси (конденсаты, керосин и т.п.) и их пары ока-
зывают вредное воздействие на центральную нервную систему, раздражают
слизистую оболочку и кожу человека. А попадание на кожу сжиженных
углеводородов (С3 —С4) может вызвать обморожение из-за их быстрой ис-
паряемости с местным охлаждением тканей. Пары углеводородных топлив
обладают слабым наркотическим действием, тогда как пары сжиженных
углеводородных газов действуют на человека с более ярко выраженным
наркотическим эффектом. (Это может быть связано с тем, что углеводо-
роды С3 и изо-С4 являются газами, легко образующими газовые гидраты!)
Поэтому и устанавливаются предельно допустимые концентрации (ПДК)
всех указанных веществ в воздухе рабочей зоны, а также предусматрива-
ются индивидуальные средства защиты органов дыхания (фильтрующие
противогазы).
Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно пре-
вышать ПДК, устанавливаемых по ГОСТ 12.1.005 — 88. Их содержание под-
лежит систематическому контролю для предупреждения возможности
превышения предельно допустимых концентраций. При одновременном
содержании в воздухе рабочей зоны нескольких вредных веществ разно-
направленного действия ПДК остаются такими же, как и при изолирован-
ном воздействии. Но при одновременном содержании в воздухе рабочей
зоны нескольких вредных веществ однонаправленного действия сумма от-
ношений фактических концентраций каждого из них (К,, К2. KN) в
63
воздухе к их ПДК (ПДК,. ПДК2, .... ПДК^) ш' должп., превышать едини-
цы, т.е.
По ГОСТ 12.1.005 — 88 устанавливается предельно допустимая концент-
рация природного газа (и углеводородов метанового ряда) в воздухе рабо-
чей зоны, равная 300 мг/м3 в пересчете на углерод, тогда как для непре-
дельных углеводородов С3 — С, величина ПДК в три раза ниже. ПДК серо-
водорода составляет 10 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеводородами
С, —С5 в воздухе рабочей зоны не более 3 мг/м •
В табл. 1.37 представлены ПДК веществ, пары которых могут оказать-
ся в помещениях УКПГ, ГПЗ, НПЗ и других газо- и нефтедобывающих и
перерабатывающих предприятий.
Пожаровзрывоопасность веществ и материалов — совокупность
свойств, характеризующих их способность к возникновению и распрост-
ранению горения. Номенклатура показателей гюжаровзрывоопасности ве-
ществ детально регламентирована ГОСТ 12.1.044—89.
В соответствии с этим стандартом и рассмотрим некоторые из пока-
зателей пожаровзрывоопасности, величины которых приведены в норма-
тивно-технических документах по техническим требованиям на товарные
газы и углеводородные продукты газо- и нефтепереработки (фактически в
каждом НТД имеются соответствующие разделы по требованиям безопас-
ности, однако следует отметить явную недостаточность глубины проработ-
ки этих вопросов).
Таблица 1.37
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны
в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 (с дополнениями по другим источникам)
1 Но- мер п/п Показатели ПДК, мг/м3 воздуха
1 Природный газ,в пересчете на углерод 300
2 Углеводороды алифатические предельные С] — С|0, в пересчете на углерод (а также ШФЛУ, 300
конденсаты, бензины и т.п.)
3 Сероводород 5—10 (по разным источникам)
4 Сероводород в смеси с углеводородами С, —С5 3
лгг 1 5 Оксид углерода 20
6 Метанол 5
7 Этанол 1000
8 Пропанол и изопропанол 10
9 Этиленгликоль 5
ту;. 10 Диэтиленгликоль 10
И П ро п иле н гли коль 7
12 М оноэтиловый эф ир этилен гликоля 5—10 (по разным источникам)
(этилцеллозольв)
13 Ацетон 200
14 Метилэтилкетон 200
15 Нефть 10
16 Ингибитор коррозии И-1А 2
17 Цеолиты (природные и искусственные) 2 (в виде взвеси)
18 Экстралин 3 (при его испарении из бензи-
на) 0,1
* 19 Диоксид серы 10
20 Аммиак 20
64
Температура вспышки — наименьшая температур,, конденсированно-
го вещества (в нашем случае — углеводородной жидкости), при которой в
условиях специальных испытаний над его поверхностью образуются пары,
способные вспыхивать в воздухе от источника зажигания (без устойчивого
горения). Различают температуры вспышки в открытом и закрытом тигле.
Допускается использовать как расчетные, так и экспериментальные мето-
ды определения температуры вспышки. Например, расчетная методика по
температурам вспышки индивидуальных органических жидкостей пред-
ставлена в приложении № 2 к ГОСТ 12.1.044 — 89. Для моторных топлив в
основном используется показатель температуры вспышки в закрытом тиг-
ле. Имеется специальный стандарт (ГОСТ 6356 — 75), в котором изложен
экспериментальный метод определения температуры вспышки. Например,
температура вспышки бензина газового стабильного (по ТУ 39-1340 — 89)
колеблется в пределах от —25 до 0 °C, а температура вспышки для топлива
газоконденсатного широкофракционного для быстроходных дизелей со-
ставляет 12 °C для зимнего вида (по ТУ 51-28 — 86) и 15 °C для летнего вида
(по ТУ 51-03-16-89).
Температура воспламенения — это наименьшая температура вещества
(в нашем случае — жидкого топлива), при которой в условиях специаль-
ных испытаний вещество выделяет горючие пары с такой скоростью, что
при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение
(т.е. пламенное горение вещества).
Температура самовоспламенения — наименьшая температура, при ко-
торой в условиях специальных испытаний наблюдается самовоспламенение
вещества (т.е. резкое увеличение скорости экзотермических объемных ре-
акций, сопровождающееся пламенным горением и/или взрывом). Сущ-
ность метода определения температуры самовоспламенения заключается во
введении вещества в нагретый объем. Далее, изменяя температуру испыта-
ния, находят минимальное значение температуры, при которой еще про-
исходит самовоспламенение вещества.-Так, температура самовоспламене-
ния бензинов автомобильных газоконденсатных находится в пределах
255 — 370 °C (по ТУ 51-499 — 90), а температура самовоспламенения конден-
сата газового нестабильного составляет 380 °C (как указывается в ТУ
057511745-02 — 88).
Весьма существенными являются показатели концентрационных пре-
делов воспламенения (распространения пламени). Различают нижний и
верхний пределы. Нижний (верхний) концентрационный предел воспламе-
нения — это минимальное (и соответственно — максимальное) объемное
содержание горючего вещества (в нашем случае природного газа, паров
конденсата, ШФЛУ, бензина и т.д.) в однородной смеси с окислительной
средой (обычно воздухом), при котором возможно распространение пла-
мени по смеси на любое расстояние от источника зажигания. Допускается
использовать как расчетные, так и экспериментальные значения этих кон-
центрационных пределов. Экспериментальный метод определения концен-
трационных пределов распространения пламени состоит в зажигании газо-
воздушной смеси заданного состава в объеме реакционного сосуда и в ус-
тановлении факта наличия (или отсутствия) распространения пламени.
Концентрационные пределы воспламенения чистых предельных, углеводо-
родов и некоторых углеводородных смесей представлены в табл, 1.38. Сле-
дует подчеркнуть, что в соответствующих НТД на продукты газо- и нефте-
переработки данные по пределам воспламенения приводятся (однако имеют
3 — 830
65
Таблица 1.38
Концентрационные пределы воспламенения в смеси с возду*4)М
Но- мер п/п Показатели Ноицлнтрационные пре- делы, об. %
нижний верхний
1 Метан 5 15
2 Этан 2.9 13
3 Пропан ЛЦ2.1) 8,4(9,5)
4 н-Бутан 1.5 8.5
5 Изобутан 1.8 8,4
6 н-Пентан 1.4 8,3
7 Изопентан 1.4 8.3
8 Гексан 1.2 7,7
9 Гептан 1 7
10 Октан 0,96
11 Нонан 0,87 2,9
12 Декан 0.78 2,6
13 Сероводород 4.3 45
14 Природный газ относительной плотностью 0,6 4,5 14.5
15 Природный газ заданного состава Определяется расчетом но приложению 4 к ГОСТ 12.1.044-89
16 Топливо для зажигалок по ТУ 51-291 —86 1,8 9.5
17 Фракция газоконденсатная по ТУ 51-275 — 91 0,76 5,16
18 Конденсат газовый нестабильный по ТУ 05751745-02 —88 0.8 5,16
19 Бензин газоконденсатный по ТУ 51-499 — 90 0,76 - 5,16
место некоторые несогласованности и небольшие различия в разных ис-
точниках).
Определение содержания довзрывоопасных концентраций в воздуш-
ной среде проводят с использованием стационарных сигнализаторов и га-
зоанализаторов. В частности, установку стандартных газоанализаторов сле-
дует осуществлять в соответствии с РД 39-0147171-003 — 88 "Требования к
установке датчиков стационарных газоанализаторов в производственных
помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой
промышленности".
Температурные пределы воспламенения (распространения пламени)
определяются как такие температуры конденсированного вещества, при
которых его насыщенный пар образует в окислительной среде (например,
в воздухе) концентрации, равные соответственно нижнему и верхнему
концентрационным пределам воспламенения (распространения пламени).
Таким образом, нижний и верхний температурные пределы воспламенения
легко рассчитываются из данных по давлению насыщенного пара соответ-
ствующего продукта (топлива) и данных по концентрационным пределам
воспламенения топлива. Существуют и экспериментальные методы опреде-
ления этих показателей. Они также приводятся в соответствующих ГОС-
Тах и ТУ на продукты газонефтепереработки. Например, в ТУ 51-499 — 90
даны следующие температурные пределы воспламенения для бензина газо-
конденсатного: нижний - (-27)-(-39) °C, верхний - (-8)-(-27) °C.
Условия теплового самовозгорания. Температура самовоспламенения
(самовозгорания) определяется как температура, при которой происходит
резкое увеличение скорости экзотермических процессов в веществе, при-
водящее к возникновению очага горения. Приведем данные по температу-
рам самовоспламенения (°C) некоторых веществ в воздухе при давлении
0,1 МПа (760 мм рт. ст.):
пропан — 466;
66
н-бутан — 405;
изобутан — 462;
изопентан — 427;
пентан — 287;
фракция газоконденсатная, бензиновая — 255 — 270 (зависит от фрак-
ционного состава);
конденсат газовый нестабильный (Уренгойское ГКМ) — 380;
бензин автомобильный газоконденсатный — 255 — 370 (зависит от
фракционного состава).
Следует отметить, что ГОСТ 12.1.044 — 89 предусмотрены и другие по-
казатели пожаровзрывоопасности, которые, однако, почти не используют-
ся в НТД рассматриваемого нами крута товарных продуктов. В соответст-
вующих НТД иногда еще приводятся данные по минимальной энергии за-
жигания и максимальному давлению взрыва. Поэтому вкратце остановимся
на определениях и этих показателей.
Минимальная энергия зажигания — наименьшая энергия электричес-
кого разряда, способная воспламенять наиболее легко воспламеняющуюся
смесь горючего вещества с воздухом (в частности, этот показатель исполь-
зуется для характеристики качества газового топлива для зажигалок).
Максимальное давление взрыва — это наибольшее избыточное давле-
ние, возникающее при дефлаграционном сгорании газовоздушной смеси в
замкнутом сосуде при начальном давлении смеси, равном 101,3 кПа. На-
пример, максимальное давление взрыва смеси метана (или природного газа)
с воздухом равно 0,72 МПа.
Номенклатура видов пожарной техники и огнетушащих средств на
предприятиях нефтегазовых отраслей устанавливается в соответствии с
"Нормами положенности противопожарного оборудования и первичных
средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленно-
сти" (в настоящее время — ОАО "Газпром"), согласованными с ГУПО
МВД.
Что касается условий безопасности работ в нефтяной и газовой про-
мышленности, то они регламентируются следующими основными норма-
тивными документами.
1. Правила безопасности в газовом хозяйстве (новая редакция — 2-е
издание с изменением № 1 и изменением № 2 и комментарием к Прави-
лам, утвержденным Госгортехнадзором России 11.02.92), 1997, 207 с.
2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Утв. Пост. Госгортехнадзора России № 24 от 9 апреля 1998 г. — М., 1998,
160 с.
3. Правила безопасности в нефтяной промышленности. — М.: НПО
ОБТ, 1993, 230 с.
4. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопрово-
дов. — М.: Недра, 1987, 136 с.
5. Правила безопасности при эксплуатации конденсатопроводов и ма-
гистральных трубопроводов для сжиженных газов. — М.: Недра, 1978,
112 с.
6. Правила безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих за-
водов. — М.; 1986, 104 с. (утверждены Газпромом и Госгортехнадзором в
1986 г.).
7. Правила технической эксплуатации и требования безопасности тру-
да в газовом хозяйстве. - М.: Стройиздат, 1984, 145 с.
3'
67
8. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепрово-
дов. — М.: Недра, 1988.
9. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. —
М.: Недра, 1989, 144 с.
10. Правила технической эксплуатации коиденсатопроводов. — М.,
1992, 117 с.
11. Правила технической эксплуатации газодобывающих предприя-
тий. — М.: Недра, 1987, 136 с.
12. Методические рекомендации по обеспечению безопасной эксплуа-
тации установок стабилизации газового конденсата. — М.: ВНИИГаз, 1988,
61 с.
13. Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций
газовой промышленности. ВППБ-01-0-4 —98. М., 1998 г.
Помимо нормативных документов имеется обстоятельный обзор [13],
в котором детально рассмотрены вопросы обеспечения противопожарной
безопасности при транспорте и хранении сжиженного природного газа, а
также проанализированы основные причины аварий и указаны необходи-
мые мероприятия по их предупреждению и ликвидации.
При проектировании объектов нефтегазодобычи необходимо руко-
водствоваться следующими нормами технологического проектирования.
1. ВНТП-3 —85. Нормы технологического проектирования объектов
сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторож-
дений.
2. ВНТП-01—81. Нормы технологического проектирования объектов
газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа. —
Саратов: ВНИПИГаздобыча, 1981 (сейчас готовится новое издание этого
документа).
3. ОНТП1-86/51-1 — 86. Общесоюзные нормы технологического проек-
тирования газоперерабатывающих заводов.
Ряд основных положений этих нормативных документов подробно
анализируется в справочной монографии [2].
Здесь же обращаем внимание на то, что ОСТ 51-45 — 76 (ССВТ)
"Газодобывающие предприятия. Эксплуатация установок по сбору и под-
готовке газа к транспорту. Требования безопасности” отменен Госстандар-
том (с 01.01.90).
Работы с метанолом следует проводить согласно разработанной во
ВНИИГазе "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки,
хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промыш-
ленности". — М.: ВНИИГаз, 1975 (утверждена Мингазпромом 07.07.75 —
ныне действующая).
Упаковку, маркировку, хранение и транспортирование продуктов га-
зонефтепереработки осуществляют в соответствии с ГОСТ 1510 — 84.
Транспортировка жидких товарных продуктов осуществляется по трубо-
проводам в цистернах железнодорожным транспортом. Хранение газового
конденсата и товарных продуктов, извлекаемых из природных газов,
должно обеспечивать минимальные их потери от испарения (общие потери
не должны превышать 1,25 — 4,5 об. % углеводородных жидкостей, подле-
жащих хранению).
Глава 2
СИСТЕМЫ СБОРА
И ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В СЕВЕРНЫХ УСЛОВИЯХ:
ОСОБЕННОСТИ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ
Отметим некоторые основные отличия и особенности северных газовых,
газоконденсатных и газонефтеконденсатных месторождений России по
сравнению с месторождениями центральной и южной климатических зон,
которые непосредственно влияют на проектирование и эксплуатацию сис-
тем сбора и промысловой подготовки природного газа.
1. Наличие наряду с гигантскими и супергигантскими месторождения-
ми (такими как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское ГКМ
и др.) множества средних и мелких месторождений (число которых только
по северу Тюменской области составляет свыше 200). Причем для поддер-
жания добычи газа из северных регионов после 2000 г. придется активно
вовлекать в разработку именно мелкие и средние месторождения, главным
образом газоконденсатные. При этом возникает необходимость и целесо-
образность дозагрузки освобождающихся производственных мощностей
по обработке газа на крупных месторождениях посредством подключения
к ним мелких месторождений-спутников (сателлитов) без строительства на
последних полных схем обустройства. Необходима также разработка ма-
логабаритных установок обработки газа в северном исполнении с целью
экономически оправданной эксплуатации мелких месторождений.
2. Во многих случаях наличие даже на одном месторождении несколь-
ких "этажей" газоносности и выделение в разработку двух-трех и более
основных эксплуатационных объектов (причем некоторые газоконденсат-
ные залежи с нефтяными оторочками). Если в начальный период освоения
северных месторождений (70 —80-е гг.) основная добыча газа осуществля-
лась из сеноманских залежей, то в перспективе (к 2015 —2020 гг.) половину
газа и более в общем объеме добычи из северных регионов составит газ
газоконденсатных залежей (главным образом, валанжинских), содержащий
значительное количество не только С3+в, но и ценного сырья для химичес-
кой промышленности — этана (до 5 — 7 мол. % в пластовом газе). Все это
приводит к необходимости более глубокого извлечения целевых компонен-
тов из природного газа и строительства мощных газохимических комплек-
сов (ГХК) по переработке гомологов метана в разнообразную химическую
продукцию.
3. Отсутствие развитой инфраструктуры в начальный период освоения
северных месторождений,, а также значительная удаленность от основных
потребителей газа, располагающихся главным образом в центральных рай-
онах России, в Западной и Восточной Европе. Это определяет основную
69
стратегию освоения крупных месторождении: строительство установок
подготовки газа очень большой производительности (и настоящее время до
20 — 27 млрд. м3/год, тогда как на месторождениях п-ова Ямал и шельфо-
вой зоны Арктических морей планируется увеличение производительности
УКПГ до 60 млрд. м3/год и более). Такой подход с экономической точки
зрения оправдан и приводит к резкому сокращению капитальных затрат
на стадии освоения месторождений, однако сголь значительное укрупнение
УКПГ вызывает возражения с точки зрения концепций безопасности и
риска.
4. Сложные инженерно-геологические условия территории расположе-
ния северных газовых и газоконденсатных месторождений и, следователь-
но, необходимость тщательного учета реальной инженерно-геокрио-
логической обстановки при проектировании систем разработки и обуст-
ройства месторождений. К осложняющим факторам относятся: непрохо-
димость территории из-за высокой заболоченности; большое число рек и
озер; наличие многолетнемерзлых пород (ММП) в разрезе и, как следст-
вие, возможность активного развития мерзлотно-геологических процессов
таких, как термокарст, пучение, солифлюкция и других, из-за нарушения
хрупкого термодинамического и экологического равновесия геосреды, вы-
званного размещением системы эксплуатационных скважин, прокладкой
сети газосборных трубопроводов, строительства установок подготовки газа
и других газопромысловых объектов. Последнее замечание особенно акту-
ально по отношению к группе месторождений п-ова Ямал. Наличие ММП
на территории месторождений Крайнего Севера приводит к необходимос-
ти разработки грамотных технологий выбора месторасположения и строи-
тельства площадок для кустов скважин; ряду отличительных особенностей
сооружения и эксплуатации газовых скважин в связи с их тепловым и ме-
ханическим воздействием на ММП; возможности такого несколько неожи-
данного осложнения, как газопроявления при бурении скважин в зоне
ММП (уже на глубинах в несколько десятков метров). Часто эти газопро-
явления обусловлены наличием газогидратной компоненты в многолетне-
мерзлых породах, так называемых реликтовых газогидратов [14]. Подоб-
ные газогидратные скопления в верхней части разреза ММП находятся в
метастабильном термодинамическом состоянии и как бы "законсер-
вированы" ("вморожены" в ММП): тепловое воздействие промывочной
жидкости на ММП может приводить не только к протаиванию пород бу-
рящейся газовой скважины, но и к интенсивному разложению газогидра-
тов и соответственно к газопроявлениям большей или меньшей интенсив-
ности. Эти явления неоднократно отмечались на Ямбургском и Бованен-
ковском ГКМ.
Более того, наличие газоконденсатных пропластков прогнозируется и
вне современной зоны ММП как в сеноманских, так и в надсеноманских
горизонтах: здесь газовые гидраты (при их наличии) находятся в термоди-
намически стабильном состоянии. Наличие газогидратных пластов выше
продуктивного горизонта представляется возможным и на месторождениях
шельфовой зоны Арктических морей России.
Таким образом, еще до составления проекта опытно-промышленной
эксплуатации месторождения, расположенного на Крайнем Севере, необ-
ходимо детально проанализировать и квалифицированно экспертно оце-
нить инженерно-геологические и криолитологические условия территории
на основании совокупности всех имеющихся материалов, а в ряде случаев
70
поставить и дополнительные специальные (полевые и лабораторные) иссле-
дования, например, по изучению мощности и строения многолетнемерзлых
пород, особенно это касается верхней части разреза ММП. Один из важ-
нейших практических результатов подобной оценки — выявление наибо-
лее благоприятных участков территории для строительства основных газо-
промысловых объектов и разработка конкретных рекомендаций по их
строительству. В частности, в отличие от месторождений других регионов
система размещения эксплуатационных скважин (кустов скважин) выбира-
ется здесь не только в результате гидрогазодинамических расчетов течения
пластовых флюидов (критериями в которых обычно служат требования
достаточно равномерной отработки залежей и в итоге повышения газо-,
нефте- и конденсатоотдачи продуктивных пластов), но и исходя из реалис-
тической оценки инженерно-геологических условий территории.
На стадии проектирования систем сбора и подготовки газа (а эти ма-
териалы входят составной частью в комплексный проект обустройства ме-
сторождений) должны быть уже зафиксированы и согласованы основные
показатели проекта разработки.
При составлении проектов разработки и опытно-промышленной экс-
плуатации газовых и газоконденсатных месторождений необходимо руко-
водствоваться следующими нормативными документами:
"Временный регламент составления проектов ОПЭ и разработки газо-
вых и газоконденсатных месторождений, разрабатываемых на истоще-
ние", М., ВНИИГаз, 1990, 103 с.
"Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений",
М., Недра, 1971, 104 с.; (сейчас при участии ВНИИГаза подготавливается
новая, переработанная редакция этих "Правил...", которая находится в ста-
дии согласования и утверждения);
"Регламент составления проектов и технологических схем разработки
нефтяных и нефтегазовых месторождений", РД 39-9-452 — 80, М., ВНИИ-
Нефть, 1980 (для нефтяной отрасли);
"Регламент составления проектов и технологических схем разработки
газовых и газоконденсатных месторождений", РД-39-9-479 — 80, М., 1986
(для нефтяной отрасли);
"Регламент составления проектов и технологических схем разработки
нефтяных и газонефтяных месторождений", РД 39-0147035-207 — 86, М.,
1986 (для нефтяной отрасли);
"Регламент составления проектных документов по разработке газо-
конденсатных месторождений с использованием методов поддержания пла-
стового давления (первая редакция)", М., ВНИИГаз, 1994, 68 с.;
"Регламент проведения авторского надзора за реализацией и внедре-
нием проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных
месторождений", М, ВНИИГаз, 1994, 45 с.;
"Руководство по составлению проектов разведки (доразведки) газовых
и газонефтяных месторождений", М., ВНИИГаз, 1994;
"Регламент проведения авторского надзора за внедрением проектных
документов по разведке газовых и газоконденсатных месторождений", М.,
ВНИИГаз, 1994.
В настоящее время во ВНИИГазе дорабатывается "Единый регламент
составления проектных документов по разработке газовых и газоконден-
сатных месторождений" (а в соответствии с решением № 7 — 97 секции
"Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ"
71
научно-технического совета ОАО "Газпром", у11’- 20 мал 1997 года, в этом
документе рекомендовано предусмотреть раздел завершающего этапа экс-
плуатации месторождений для прогнозирования возможности использова-
ния применяемого подземного и наземного технологического оборудования
в течение всего периода эксплуатации или замену его на определенном
этапе).
Рассмотрим те показатели проектов разработки, которые в первую
очередь учитываются при технологическом проектировании систем обуст-
ройства северных месторождений.
1. Характеристики продуктивных пластов (типы залежей; компонент-
ный состав пластового газа и потенциальное содержание С5 + в, наличие в
газе примесей кислых и инертных компонентов; детальная физико-
химическая характеристика стабильного конденсата; термобарические ус-
ловия залежей на начало разработки).
2. Запасы газа и стабильного конденсата (С5+в). других компонентов в
залежах по категории А + В + С, (как балансовые, утвержденные в ГКЗ
или ЦКЗ ОАО "Газпром", так и извлекаемые) и по категории С2, а также
экспертная оценка имеющихся перспектив при последующей разведке и
доразведке месторождения (имеются в виду главным образом глубокозале-
гающие горизонты, такие как ачимовская толща, юра и др.).
3. Характеристика водонапорной системы, к которой приурочено ме-
сторождение с указанием как общей минерализации, так и типа минерали-
зации пластовых вод. Например, воды сеноманских отложений группы ме-
сторождений Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового и других преимуще-
ственно относятся к хлоркальциевому типу и реже — к гидрокарбонатно-
натриевому типу. Их общая минерализация варьируется в пределах 16— 18
г/л, тогда как для готерив-валанжинских залежей тех же месторождений
общая минерализация составляет всего 6,2 —7,8 г/л. Здесь на экспертном
уровне важно определить не только вероятность появления пластовой воды
в продукции скважин, но и дать прогнозную оценку возможных объемов
минерализованной воды уже в первые годы эксплуатации месторождения
(эта информация непосредственно используется при проектировании как
систем сбора, так и выходных сепараторов УКПГ, а также в прогнозных
расчетах потребности расхода ингибиторов гидратообразования и эффек-
тивности работы промысловых систем сбора). Если же дать количествен-
ную экспертную оценку оказывается затруднительным, то на стадии про-
ектирования (по имеющемуся опыту эксплуатации ряда северных место-
рождений) следует принять, что в начальный период разработки объем вы-
носимой минерализованной пластовой воды обычно не превышает объема
конденсационной влаги: последняя величина достоверно определяется из
данных по равновесному влагосодержанию газа в пластовых термобариче-
ских условиях.
4. Общая характеристика выделенных эксплуатационных объектов с
детальным геолого-промысловым обоснованием объединения пластов в
эксплуатационные объекты. Попутно отметим, что при сведении газовых и
газоконденсатных залежей в эксплуатационные объекты учитываются сле-
дующие моменты: сходство в геологическом строении, совпадение струк-
турных планов, а также близость термобарических и физико-химических
характеристик рассматриваемых пластов.
5. Показатели основного варианта разработки каждого выделенного
эксплуатационного объекта;
72
общая стратегия основания (очередность ввода в разработку эксплуа-
тационных объектов, эксплуатация залежей на истощение или же с закач-
кой тощего газа в пласт-сайклинг и "усиленный" сайклинг процессы; при-
нятая система эксплуатации пластов — раздельная, одновременно-
раздельная и пр.).
начало разбуривания объекта и сроки ввода его в эксплуатацию;
отборы газа по годам (в том числе сроки выхода на постоянную до-
бычу и период постоянной добычи).
По этой информации определяются, в частности, необходимое число и
производительность установок подготовки газа.
6. Динамика изменения пластового давления по годам. Например, эта
информация позволяет прогнозировать сроки ввода ДКС, мощности ДКС
и число компрессорных агрегатов.
7. Прогнозные показатели динамики изменения (по годам) состава
пластового газа и уменьшения потенциального содержания конденсата (а
также прогноз изменения его физико-химических характеристик).
8. Возможности и особенности разработки нефтяных оторочек (при
их наличии). Здесь обращается основное внимание на реализацию методов
увеличения нефтеотдачи пласта и поддержания пластового давления в неф-
тяной залежи.
9. Особенности расположения кустов эксплуатационных скважин, их
производительность и порядок ввода в эксплуатацию (в настоящее время
на северных месторождениях в кусты сгруппированы от 3 — 4 до 10 сква-
жин, а впоследствии при разбуривании новых месторождений планируется
довести число скважин в кусте до 28 и более). Здесь основные технические
решения принимаются в соответствии с "Временной инструкцией по раз-
мещению устьев скважин в кустах на месторождениях с наличием в разме-
ре многолетнемерзлых пород" (РД-0159000-125 — 89). Обращается также
внимание и на конструкции скважин в кустах (сейчас главным образом
практикуется бурение вертикальных и наклонно-направленных скважин,
но уже планируется включать и горизонтальные скважины; именно совер-
шенствование технологии сооружения наклонных и горизонтальных сква-
жин позволяет укрупнять кусты, что особенно важно для освоения место-
рождений п-ова Ямал, прибрежных месторождений и месторождений
шельфовой зоны Баренцева и Карского морей). Часто предлагаются конст-
рукции скважин с активной (термосифоны и пр.) и пассивной (теп-
лоизоляция) их защитой в зоне многолетнемерзлых пород. Конструкция
скважин заметно влияет на их температурный режим. По результатам ана-
лиза газодинамических исследований разведочных скважин в проекте раз-
работки приводятся прогнозные рабочие дебиты отдельных скважин и ди-
намика их изменения по годам.
Отметим, что с целью определения рабочих дебитов скважин и произ-
водительности кустов скважин проводится следующий комплекс расчетных
исследований: расчет диапазонов дебитов, при которых реализуется безги-
дратный режим эксплуатации скважин; расчет минимального дебита, при
котором выносится жидкость (вода и углеводородный конденсат) с забоя
скважины; оценка критического дебита, при котором еще не разрушается
призабойная зона пласта; оценка предельного безводного дебита и др. На
основании полученных данных проводится выбор нижней и верхней границ
рабочих дебитов, а также средних рабочих дебатов скважин. По средним
рабочим дебитам рассчитываются прогнозные забойные давления скважин,
73
а также термобарические условия на устье скважин. Указанные данные по
кустам скважин и прогнозным (проектным) технологическим режимам их
эксплуатации при достаточной достоверности информации позволяют гра-
мотно проектировать газосборную систему, предусматривать подачу инги-
биторов гидратообразования в скважины и коллекторы (шлейфы), при не-
обходимости проектировать устьевые подогрева гели газа и пр. На этой же
стадии технологического проектирования целесообразно оценивать воз-
можности применения газовых эжекторов на кустах скважин. Эжекторы
типа “газ-газ" могут использоваться [15] для вовлечения в эксплуатацию
низкодебитных скважин, а также для организации однотрубной системы
сбора при наличии на одной и той же кустовой площадке газовых сква-
жин на разные эксплуатационные объекты (горизонты). Новое направле-
ние исследований — использование эжекторов с активным и пассивным
газожидкостными потоками для оптимизации работы куста скважин —
развивается сейчас в Уренгойгазпроме и ВНИИГазе.
Приведенные данные проекта разработки кладутся в основу проекта
обустройства месторождения, составной частые которого являются техно-
логические решения по системам сбора и промысловой обработки при-
родного газа.
При составлении проектов обустройства месторождений используются
нормативные документы, перечисленные в главе 1, также полезной пред-
ставляется "Инструкция по разработке проектов и смет для промышленно-
го строительства" (СН 202-81), М., Госстрой, 1981 (положения последней
инструкции применительно к проектированию обустройства газовых и га-
зоконденсатных месторождений детально изложены в справочной моно-
графии [2]). Целесообразно также использование уже на стадии технологи-
ческого проектирования систем обустройства ряда методических руко-
водств, предназначенных для практического применения в процессе экс-
плуатации месторождений, например, можно рекомендовать
"Методические указания по комплексному исследованию технологических
установок подготовки газа и конденсата к транспорту", Баку, 1979, 122 с., а
также “Инструкцию по расчету оптимального расхода ингибиторов гидра-
тообразования'', М., ВНИИГаз, 1987, 72 с.
Основные технологические решения проекта обустройства месторож-
дения состоят в следующем.
1. Посредством рассмотрения ряда вариантов делается окончательный
выбор технологии промысловой обработки пластового газа выделенных
эксплуатационных объектов. Например, для чисто газовых залежей выбор
обычно осуществляется между адсорбционной и абсорбционной системами
осушки газа. Однако в последнее время в качестве вполне конкурентоспо-
собной технологии подготовки "тощих" газов на месторождениях Крайне-
го Севера рассматривается и низкотемпературная сепарация, дополненная
технологией рециркуляции летучего ингибитора гидратообразования и его
регенерации непосредственно в потоке газа (по патенту Уренгойгазпрома
№ 1350447).
2. Определяется количество, месторасположение и производительность
установок предварительной (УППГ) и комплексной (УКПГ) подготовки газа
с учетом необходимых требований по резервированию мощности обору-
дования. Отметим, что ранее УППГ именовались в газопромысловой лите-
ратуре как ГП — газосборный пункт; а УКПГ как групповой газосборный
пункт (ГСП). В настоящее время, как уже отмечалось, имеется тенденция
74
укрупнения единичной мощности установок, строительства даже на отно-
сительно крупных северных месторождениях по возможности только од-
ной УКПГ (и при необходимости — нескольких УППГ).
3. Конкретизируется "архитектура" УКПГ, включающая следующие
основные "элементы":
число кустов скважин, подключаемых к УКПГ (УППГ), и динамику их
подключения;
число технологических линий и их производительность (в том числе
проектируются-опытные и резервные линии);
системы регенерации отработанных абсорбентов и адсорбентов, а
также ингибиторов гидратообразования;
АВО, холодильные установки (станции) и технологические режимы их
работы.
4. Выбираются и технологически обосновываются места строительст-
ва, сроки ввода и требуемые мощности ДКС, конкретизируются схемы
размещения внутрипромысловых газопроводов и конденсатопроводов.
5. Посредством технологических и экономических расчетов детализи-
руется и окончательно "компонуется" система внутрипромыслового сбора
газа, включая следующие основные моменты:
структура и протяженности газосборных сетей по каждой УКПГ (в
том числе и по всем УППГ);
диаметры шлейфов и коллекторов, а также предпочтительные спосо-
бы их прокладки (проводится технико-экономический и технологический
анализ способов надземной, наземной и подземной прокладки, а также
требований к их теплоизоляции);
оценивается металлоемкость газосборных сетей;
определяются технологические режимы и прогнозируется эффектив-
ность эксплуатации этих сетей (например, ставится ограничение на мини-
мальную скорость газа с целью выноса жидкой фазы и отсутствия воз-
можности накопления жидкости в коллекторе).
6. Выбираются схемы обвязки кустов, эксплуатационных скважин.
Обвязка эксплуатационных скважин на кустах должна, в частности,
предусматривать:
возможность работы по насосно-компрессорным трубам и затрубно-
му пространству;
регулирование давления на устье скважин до рабочих величин в шлей-
фах;
автоматическое отключение скважин в аварийных случаях (порыв
шлейфа, увеличение давления выше рабочего), как правило, посредством
установки забойных и устьевых клапанов-отсекателей;
систему измерения температуры, давления и дебита на устье скважи-
ны;
возможность проведения как промысловых технологических операций
на скважинах (освоение и глушение скважин, работы по интенсификации
протока отбора проб газа и жидкости и т.п.), так и специальных исследо-
ваний скважин (газодинамических и промыслово-геофизических).
7. Дается детальное обоснование способов утилизации промстоков,
выбора горизонтов для возможной закачки промстоков в пласт и меро-
приятий по очистке и подготовке сточных вод перед утилизацией. В насто-
ящее время целесообразно уделить особое внимание технологиям, нохао
ляющим резко уменьшить содержание метанола и диэтиленгликоля в сточ-
75
ных водах. Весьма актуальной представляется 11 минимизация выбросов
ароматических соединений в атмосферу (ароматические соединения извле-
каются из природного газа при его обработке абсорбционными методами
и могут попадать в окружающую среду при регенерации абсорбентов).
8. Оптимизируется структура сети дорог и других необходимых ком-
муникаций, а также определяется порядок их строительства. Особое вни-
мание уделяется технологиям сооружения дорог и коммуникаций в зоне
распространения ММП.
9. Решаются вопросы водоснабжения и электроснабжения УКПГ и
других промысловых объектов. Эти вопросы зачастую оказываются далеко
не тривиальными в условиях Крайнего Севера. Например, проблема авто-
номного водоснабжения газопромысловых сооружений в зоне ММП реша-
ется с использованием водоносных горизонтов, расположенных внутри
ММП (при наличии межмерзлотных таликов с пресной водой), либо с ор-
ганизацией водозабора из озер или из-под русел полностью промерзаю-
щих в зимнее время рек (бурением скважин на воду под русло реки).
10. Приводятся общие технико-экономические показатели по вариан-
там обустройства месторождения с целью возможности экспертным путем
окончательного выбора основного варианта.
Большое значение при проектировании обустройства месторождений
Крайнего Севера имеет проведенная в газовой отрасли в 80-е годы унифи-
кация и типизация основных технических решений [16], переход от типо-
вого блочно-комплектного оборудования к типовым технологическим ли-
ниям (модулям) заводского изготовления с обеспечением их блочно-
комплектной поставки. Например, во ВНИПИГаздобыче и других проект-
ных организациях были разработаны основные технологические модули:
сбора газа; первичной сепарации, НТО, абсорбционной осушки газа, ста-
билизации конденсата (дебутанизации). С помощью различных типоразме-
ров этих модулей можно обустроить практически любой газовый промы-
сел. Такой подход позволил существенно увеличить степень индустриализа-
ции строительства газопромысловых объектов на основе широкого при-
менения блочно-комплектного метода строительства с использованием
крупногабаритных блоков, облегченных фундаментов, прогрессивных объ-
емно-планировочных решений, эффективных строительных конструкций и
материалов. Это обеспечило значительное снижение стоимости и трудоем-
кости строительно-монтажных работ, а также продолжительности строи-
тельства и, как следстаие, до некоторой степени повысило надежность
эксплуатации газопромысловых объектов, что особенно актуально в се-
верных условиях.
Ярким примером подобного подхода является значительное сокраще-
ние капитальных затрат при освоении Ямбургского ГКМ, где, в частности,
использовались унифицированные высокоавтоматизированные установки
комплексной подготовки газа большой производительности в суперблоч-
ном исполнении с применением многофункциональных агрегатов. Накоп-
ленный опыт блочно-модульного проектирования крупных месторождений
сейчас активно используется й в проектах обустройства малых месторож-
дений, расположенных на европейской части России.
Обсудим теперь несколько подробнее технологические проблемы;
возникающие при проектировании и эксплуатаций систем сбора и про-
мысловой подготовки газа. При этом ограничимся двумя аспектами, пред-
ставляющими для нас наибольший интерес:
76
особенности проектирования и эксплуатации систем сбора газа;
основные подходы к выбору способов промысловой подготовки газа
и конденсата.
Что имеется в виду под "сбором газа"?
Сбор газа, или, точнее, сбор продукции газовых и газоконденсатных
скважин (т е. сырого газа; выпавшего в стволе скважины и шлейфе неста-
бильного конденсата, возможно, с примесями нефти; пластовой и конден-
сационной воды; ингибиторов коррозии соле- и гидратоотложения, вве-
денных в ствол скважины или в шлейф при необходимости) — это техно-
логический процесс внутрипромысловой транспортировки сырого газа от
скважин или кустов скважин до установок подготовки его к дальнему
транспорту. Тогда как под системой сбора газа в общем случае понимается
разветвленная сеть внутрипромысловых трубопроводов, соединяющих
скважины и кусты с установками промысловой подготовки, а также уст-
ройства, обеспечивающие надежное функционирование этой сети трубо-
проводов: системы распределения и ввода ингибиторов коррозии, солеот-
ложения и гидратообразования; системы периодической очистки полостей
трубопроводов от жидкой и твердой фаз; устьевые и путевые подогревате-
ли; установки предварительной сепарации газа, расположенные на скважи-
нах и кустах; системы КИПа, включая измерение температуры, давления
дебита скважин, температуры вдоль шлейфа и др.
Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на шлейфы и
газосборные коллекторы, различающиеся диаметром труб. Газопроводы
малого диаметра от одиночных скважин (внутренними диаметрами 102, 125,
150 мм) или от кустов скважин (диаметрами 219, 279, 325, реже 426 и
500 мм) называют в газовой промышленности шлейфами, а аналогичные
трубопроводы от нефтяных скважин называют выкидными линиями. Сле-
дует отметить, что делались попытки (и неоднократно) рекомендовать тер-
мин "выкидная линия" взамен термина "шлейф" и в газовой отрасли, од-
нако они так и не привились и практически не используются в литературе
в настоящее время. Газовые потоки с нескольких шлейфов могут объеди-
няться в газосборный коллектор — трубопровод (диаметром 325, 426 и 500
мм), ведущий к установкам промысловой обработки сырого газа.
Таким образом, шлейфы — это газопроводы, начинающиеся со сква-
жин или кустов скважин и заканчивающиеся либо на входе в УКПГ в мес-
те регулирования давления и распределения газа (такая система называется
"гребенкой" либо пунктом, зданием переключающей арматуры и т.п.), ли-
бо врезкой в газосборные коллекторы. Разумеется, принятая терминология
далеко не всегда вполне строго выдерживается, в частности, шлейфы
(особенно кустов скважин) достаточно большого диаметра также часто на-
зывают газосборными коллекторами.
Следует отметить, что с куста скважин, пробуренных на один эксплу-
атационный объект, в настоящее время проектируется и один общий
шлейф, а если же в кусте имеются скважины на разные эксплуатационные
объекты, то рекомендуется по каждому эксплуатационному объекту
проектировать свою систему сбора (т.е. на каждый эксплуатационный
объект — свой шлейф с куста скважин). Однако в перспективе при строи-
тельстве мощных и сверхмощных кустов скважин (свыше 20 скважин в
кусте), разрабатывающих один эксплуатационный объект, с целью повы-
шения надежности и технологической гибкости системы сбора целесооб-
разно проводить конструктивные проработки и двухтрубных систем сбора
77
с двумя шлейфами от куста скважин. Наоборот. Д^я кустов среднего раз-
мера и при наличии двух эксплуатационных объектов иногда целесообраз-
но рассматривать варианты однотрубных систем сбора < применением ку-
стовых эжектирующих устройств для выравнивания давлений двух групп
скважин. Последнее техническое предложение, в частности, детально про-
рабатывалось ВНИИГазом применительно к продуктивным залежам высо-
кого и низкого давлений Бованенковского месторождения. Существенной
особенностью этого месторождения является необходимость ввода ДКС
уже в начале разработки сеноманских залежей, гак как газ этих залежей
не может быть без ДКС подан в магистральный газопровод с рабочим дав-
лением 7,5 МПа. Однако, как показывают технологические расчеты, име-
ется принципиальная возможность бескомпрессорной совместной эксплуа-
тации двух эксплуатационных объектов в рамках однотрубной системы
сбора в течение первых четырех-пяти лет с использованием типовых
эжекторов "газ-газ", расположенных непосредственно на кустовых пло-
щадках [15].
Детально анализируя информацию по дейс твующим и проектируемым
системам сбора, можно прийти к заключению, что наибольшее практичес-
кое применение получили следующие системы: индивидуальная, групповая,
централизованная, децентрализованная (рис. 2.1). Выбор той или иной сис-
темы обусловлен рядом технологических и исторических факторов, и, по
существу, в развитии и совершенствовании схем сбора газа наглядно от-
ражается вся история отечественной газовой промышленности.
В начальный период (30 —50-е годы), который можно назвать перио-
дом становления газовой промышленности России, в разработку вводились
лишь небольшие (мелкие и средние) газовые месторождения, расположен-
Рис. 2.1. Общая классификация систем сбора газа
i
I
j
|
I
I
!
78
ные главным образом в Саратовской, Куйбышевской и Оренбургской об-
ластях, а также в Ухтинском районе Республики Коми. В этот период бы-
ли разработаны и получили распространение индивидуальные схемы сбора
и обработки газа. В рамках таких схем практически при каждой или для
нескольких близлежащих скважин проектировался и эксплуатировался
свой компактный очистной комплекс (сепараторы, конденсатосборники),
предназначенный для первичной сепарации газа от механических примесей
и пластовой воды (а выделявшийся в незначительном количестве газовый
конденсат зачастую сжигался). При необходимости на скважине предусма-
тривалась индивидуальная система хранения и подачи ингибиторов гидра-
тообразования в ствол скважины или шлейф. После прискважинной сепа-
рации газ по шлейфу подавался в газосборный коллектор и далее на газо-
распределительный пункт, где проводилась его дополнительная сепарация с
последующей подачей в магистральный газопровод.
В зависимости от конфигурации газосборных коллекторов можно вы-
делить индивидуальные схемы сбора трех основных типов: линейные, лу-
чевые и кольцевые (рис. 2.2). Та или иная конфигурация газосборных кол-
лекторов определяется формой газоносной структуры и особенностями
размещения скважин на месторождении, их числом, а также требованиями
надежности системы. Например, линейный коллектор наиболее характерен
для месторождений с вытянутой площадью газоносности, в то же время
закольцованный коллектор в наибольшей степени отвечает требованиям
надежности эксплуатации. Поскольку в настоящее время в России разраба-
тываются, главным образом, крупные месторождения, то индивидуальная
Рис. 2.2. Индивидуальные схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа:
а — линейная; б — лучевая; в — кольцевая; 1 — скважина; 2 — шлейф; 3 — коллектор: 4 —
контур газоносности
79
схема сбора практически не применяется. Исключения «оставляют случаи
эксплуатации одиночных скважин на собственные нужды в начальный пе-
риод освоения месторождений (в качестве пример11 можно привести Хара-
совэйское месторождение на п-ове Ямал, где много лет эксплуатируется
ряд скважин на нужды поселка, тогда как реальное освоение этого место-
рождения будет осуществляться после 2005 года). 0 то же время за рубе-
жом и сейчас имеются месторождения, где при каждой эксплуатационной
газовой скважине предусматриваются полностью автоматизированные пе-
редвижные установки осушки газа. Анализируя ситуацию с перспективами
развития газовой отрасли в центральных и южных районах России, следу-
ет подчеркнуть, что, по-видимому, уже в ближайшие годы при освоении
множества малых месторождений вновь возникнет потребность как в ин-
дивидуальных системах сбора газа, так и в малогабаритных установках
подготовки газа, но уже на качественно новом технологическом уровне.
В 60-е годы в отечественной газовой промышленности стали вводиться
в разработку относительно крупные месторождения (например, Северо-
Ставропольское, Шебелинское, Газлинское и др). При проектировании
систем обустройства этих месторождений выявились (сейчас, разумеется,
вполне очевидные) недостатки индивидуальных схем сбора и промысловой
обработки газа:
для обслуживания скважин и прискважинного оборудования требуется
значительное количество квалифицированного персонала;
промысловое оборудование "разбросано" по большой территории,
что приводит к высокой металлоемкости коммуникаций, значительным
длинам промысловых дорог и т.п.;
сложности надежного функционирования систем дистанционного уп-
равления технологическим режимом скважин и промыслового присква-
жинного оборудования.
Поэтому в дальнейшем стали применять экономически и технологиче-
ски более прогрессивные групповые схемы сбора и внутрипромыслового
транспорта газа (рис. 2.3.). В рамках этих схем газ со скважин подается по
шлейфам на сборные пункты (или, говоря современным языком, на уста-
новки предварительной подготовки газа — УППГ), где проводится замер и
первичная сепарация газа. Затем газ подается в систему газосборных кол-
лекторов (иногда закольцованную для повышения надежности), из которых
газ поступает на групповой (или центральный сборный пункт ГСП (ныне
УКПГ), который может совмещаться с головными сооружениями магист-
рального газопровода. На ГСП газ проходит окончательную очистку и
осушку и поступает в МГ. Такая групповая схема (см. рис. 2.3, а) была на-
звана централизованной, поскольку по этой схеме газ не может быть по-
дан в МГ, минуя ГСП (УКПГ). В то же время число сборных пунктов мо-
жет быть достаточно большим: так, на Шебелинском газовом месторожде-
нии их было построено 27. Групповая централизованная схема и сейчас
является основной типовой схемой сбора для месторождений средней по-
лосы России. Практически по этой же схеме был обустроен ряд относи-
тельно небольших месторождений Тюменской области, где построено по
одной УКПГ (Путинское, Игримское, Похромское и Вынгапуровское га-
зовые месторождения).
Генеральным направлением развития отечественной газовой промыш-
ленности в 70 — 80-е годы стало освоение уникальных газовых и газокон-
денсатных месторождений Тюменской области. С целью резкого сокраще-
80
a
б
Рис. 2.3. Групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа:
а — централизованная, б — децентрализованная; 1 — скважина (куст); 2 — шлейф; 3 — кол-
лектор; 4 — контур газоносности
ния капитальных и эксплуатационных затрат на освоение крупных и ги-
гантских северных месторождений России была разработана групповая
децентрализованная схема сбора (см. рис. 2.3, б}. По этой схеме газ от
кустов скважин подается по шлейфам (и/или коллекторам) на УКПГ боль-
шой производительности, где проходит полную промысловую обработку
(т.е. очистку, осушку и извлечение нестабильного конденсата) в соответст-
вии с требованиями отраслевого стандарта (см. гл. 1), а затем подается в
газотранспортную систему (головной участок МГ либо предварительно в
специальный промысловый коллектор). Причем на крупных месторожде-
ниях может быть несколько УКПГ. Так, на Медвежьем месторождении
построено 9 УКПГ, на Ямбургском — 7 УКПГ (на сеноманской залежи), на
Уренгойском — 15 УКПГ (сеноманская залежь) и 4 УКПГ (валанжинская
залежь), на Бованенковском месторождении планируется построить только
3 (максимум 4) сверхмощных УКПГ. При таком подходе к проектирова-
нию обустройства месторождений (укрупнение кустов, увеличение произ-
водительности УКПГ) возникает актуальная задача оптимизации числа и
производительности УКПГ не только с точки зрения сокращения капи-
тальных затрат, но и обеспечения достаточной степени надежности систе-
мы в целом. Так, на Бованенковском месторождении рассматривались ва-
рианты строительства как двух, так и трех и более УКПГ. Расчетное моде-
лирование с использованием элементов теории надежности показывает,
что сокращение числа УКПГ до двух резко повышает степень экологичес-
кого риска и снижает надежность системы газоснабжения (особенно в
зимний период пиковых потреблений газа, когда наиболее вероятны ава-
рийные ситуации), тогда как увеличение их числа более четырех значи-
тельно повышает капитальные затраты: оптимальным оказывается строи-
81
тельство 3 — 4 УКПГ. Здесь следует отметить, что чрезмерное увлечение со-
кращением капитальных затрат при обустройстве месторождений может
приводить (и, как показывает промысловая практика, действительно при-
водит!) к увеличению эксплуатационных затрат и к дополнительным тех-
нологическим осложнениям в процессе эксплуатации наземных систем
промысловой обработки газа. Поэтому в настоящее время перспективным
представляется технологическое проектирование систем обустройства с
учетом долгосрочного прогноза функционирования промысловых объектов
и построение обобщенных критериев оптимизации обустройства, в кото-
рые входили бы не только капитальные затраты, но и экологические фак-
торы, концепции надежности, безопасности и риска, а также эксплуатаци-
онные затраты. В настоящее время элементы подобного системного под-
хода активно развиваются во ВНИИГазе, ВНИПИГаздобыче, Уренгойгаз-
проме и ряде других организаций.
Приведем (рис. 2.4 —2.6) несколько современных схем сбора газа на
УКПГ (эксплуатируемых ряд лет) Уренгойского ГКМ: по УКПГ-1 и УКПГ-
11 (сеноман) и УКПГ-2В (валанжин). Число скважин в кустах здесь состав-
ляет от двух до пяти, длины шлейфов (коллекторов) — до 7 —8 км, число
скважин, подключенных к УКПГ, от 42 до более 100. Из рассмотрения ри-
сунков видно, что применительно к УКПГ-1 и УКПГ-2В шлейфы кустов
Рис. 2.4. Схема сбора газа, на УКПГ-1 Уренгойского ГКМ (сеноманская залежь)
(число скважин в кустах — от трех до пяти)
82
Рис. 2.5. Схема сбора газа на УКПГ-И Уренгойского ГКМ (сеноманская залежь)
(число скважин в кустах — от двух до трех)
скважин заканчиваются непосредственно на установках, тогда как для
УКПГ-11 характерна ярко выраженная коллекторно-лучевая схема сбора,
за счет этого весьма существенно снижается металлоемкость газосборных
сетей. Следует подчеркнуть, что с развитием техники и технологии на-
клонно-направленного и горизонтального бурения скважин появляется га-
зодинамически допустимая возможность существенного увеличения числа
скважин в кустах и, как следствие, до некоторой степени отпадает необ-
ходимость в коллекторных схемах, подобных схеме, принятой для УКПГ-
11: более перспективным представляется сбор газа с укрупненных кустов
скважин по индивидуальным шлейфам (один-два шлейфа с куста), что в
конечном счете снижает эксплуатационные затраты, например, на преду-
преждение гидратообразования в газосборных сетях.
Учитывая современные тенденции проектирования сверхмощных
УКПГ (соответственно с уменьшением их количества на месторождении) и,
как следствие, возрастание числа скважин, подключаемых к УКПГ, и зна-
чительного увеличения расстояний от кустов скважин, обратим внимание
на перспективность проектирования групповых систем сбора газа, опти-
мальным образом сочетающих достоинства как централизованных, так и
децентрализованных схем. Ряд подобных оптимальных схем сбора и пред-
ставлен на рис. 2.7. Основная особенность этих схем состоит в делении
кустов' скважин на две-три группы: ближние, средние, дальние, в соответ-
ствии с длиной их шлейфов. Причем промысловая обработка сырого газа,
83
Куст скважин
Шлейф
поступающего с каждой группы кустов, осуществляется на своих техноло-
гических линиях УКПГ, При этом газ дальних кустов может проходить
первичную сепарацию на УППГ, откуда по коллектору большого диаметра
приходить на УКПГ. Как показывает детальный технологический анализ,
такой подход в принципе дает возможность существенно сократить не
только расход ингибиторов гидратообразования (прежде всего, речь идет о
метаноле), но и отказаться от традиционных систем регенерации ингиби-
торов, а также существенно снизить концентрацию ингибиторов в сточ-
ных водах УКПГ, закачиваемых в поглощающие горизонты. Более того,
данная технологическая схема повышает надежность эксплуатации систем
сбора.
После выбора схемы сбора газа, выбора общей структуры и протя-
женности газосборных сетей проектируемой УКПГ возникают последую-
щие задачи подбора способов прокладки шлейфов и коллекторов , оптими-
зации их диаметров и толщины труб.
Так, для газовых и газоконденсатных месторождений в районе
84
Рис. 2.7. Перспективные ''архитектуры" мощных и сверхмощных УКПГ:
а — УКПГ имеет два модуля — обработки газа ближних кустов а и дальних кустов f); б —
продукция дальних кустов проходит предварительную обработку на УППГ-1 и УППГ-2. тогда
как продукция скважин ближних кустов сразу обрабатывается на УКПГ (пример — валан-
жинская залежь Ямбургского ГКМ); / — кусты скважин; 2 — шлейфы; 3 — коллекторы
Н. Уренгоя, например для Песцового месторождения, наиболее приемле-
мым считается подземный способ прокладки трубопроводов в теплоизоля-
ции пенополиуретановыми скорлупами с толщиной изоляции 50 мм. Этот
способ выбран исходя из многолетнего опыта эксплуатации газосборных
сетей Медвежьего и Уренгойского месторождений, где испытаны подзем-
ные способы прокладки как теплоизолированных, так и нетеплоизолиро-
ванных трубопроводов. Для более северных месторождений (Ямбургское,
Бованенковское и др.) в настоящее время предлагаются технические реше-
ния по надземной прокладке теплоизолированных трубопроводов на низ-
ких опорах, что связано с особенностями строения верхней части разреза
ММП, а также возможностями подтопления. территории в теплое время
года. Внутренний диаметр трубопровода и толщину теплоизоляции подби-
рают исходя из требования обеспечить проектную пропускную способ-
ность трубопровода с приемлемыми гидравлическими потерями и доста-
точно высокой гидродинамической эффективностью, а также по возмож-
ности минимизировать расход ингибиторов гидратообразования. Потери
давления не должны превышать 0,05 — 0,1 МПа на 1 км шлейфа. Кроме то-
85
го, ставится условие на скорость газового потока с тем, чтобы полностью
обеспечить вынос жидкой фазы из рельефного труб(|||рОВОда, Решение
этих вопросов достигается посредством детального анализа многочислен-
ных вариантов прогнозных термогидродинамических расчетов режимов
эксплуатации трубопроводов. Стоит отметить как определенный недоста-
ток, что термогидродинамические расчеты режимов внутрипромысловых
трубопроводов все еще делаются независимо от последующих расчетов
расходов ингибиторов гидратообразования. Таким образом, термогидрав-
лический расчет проводится приближенно, без учета дополнительного ко-
личества жидкости, вносимой в трубопровод для предупреждения гидрато-
образования,' это обстоятельство может влиять на качество проектирова-
ния длинных и сверхдлинных шлейфов (например, на Бованенковском ме-
сторождении проектируются шлейфы длиной до 30 км!), температура газа
в конце которых близка к температуре окружающей среды (воздуха) в
зимнее время года. Следовательно, в ряде случаев необходимо ставить и
решать соответствующую сопряженную термогидродинамическую задачу.
Прогноз термобарического режима шлейфов и коллекторов позволяет
также решить вопрос о целесообразности или нецелесообразности уста-
новки устьевых подогревателей газа на кустах скважин, работающих в ав-
томатическом режиме. При наличии на кустовых площадках двух групп
скважин, пробуренных на разные эксплуатационные объекты, прорабаты-
вается и вопрос о возможности подогрева более холодного газа за счет
теплообмена с горячим газом нижележащего горизонта. Это может дости-
гаться как установкой соответствующего теплообменного оборудования на
кустовых площадках, так и проектированием одновременно раздельной
эксплуатации разных горизонтов одной газовой скважиной.
Трубы для газопроводов-шлейфов и газопроводов-коллекторов следует
выбирать в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в
газовой и нефтяной промышленности", М., 1992. Разработаны также мето-
дики определения толщины стенки газопроводов при рабочем давлении
газа свыше 10 МПа в зависимости от способа прокладки трубопровода.
Прокладка трубопроводов надземно на опорах предполагает использование
методик расчета трубопроводов на статические и динамические воздейст-
вия, что позволяет дать рекомендации по расстояниям между опорами, по
размерам компенсационных участков (обычно предлагаются П-образные
компенсаторы) и по гашению резонансных колебаний в ветровом потоке.
В перспективе при разработке плотных низкопроницаемых коллекторов
глубокозалегающих горизонтов (например, юры, ачимовской толщи в За-
падной Сибири) представляет интерес анализ возможности применения
шлейфов высокого давления (до 30 МПа) с тем, чтобы бесцельно не терять
пластовую эксергию уже на устье скважины.
Применительно к месторождениям п-ова Ямал детально прорабатыва-
лась конструкция теплоизолированных трубопроводов, которая включает в
себя антикоррозийное, собственно теплоизоляционное и защитное покры-
тия (последнее препятствует попаданию влаги в теплоизоляционное покры-
тие). В качестве материала теплоизоляции рекомендуется обычно пенопо-
лиуретан, причем разработаны два варианта его нанесения на трубу: мето-
дом напыления и методом заливки в формообразующие оболочки.
Особое внимание уделяется сейчас природоохранным технологиям
очистки полости трубопроводов и их испытаний на прочность: в условиях
Крайнего Севера по предложениям ВНИИСТа рекомендуются экологичес-
86
кие чистые технические средства с использованием сжатого воздуха или
природного газа. Эти работы проводятся в соответствии с нормативными
документами: "Технические предложения по снижению вредного влияния
продуктов очистки полости, удаляемых из трубопровода", М., ВНИИСТ,
1991 и "Технологический регламент на проектирование системы продувки
трубопроводов со сбором загрязнений в конце очищаемого участка"
(первая редакция), М., ВНИИСТ, 1992.
Таков далеко не полный перечень вопросов, которые необходимо ре-
шить при проектировании газосборных сетей в условиях Крайнего Севера.
В процессе эксплуатации систем сбора с появлением фактических данных
по термобарическим режимам эксплуатации кустов скважин и дебитам
скважин ряд технологических задач, решаемых при проектировании сис-
тем сбора, ставится заново. Например, возникает задача локального (на
текущий год) и долгосрочного (три-пять лет и более) прогнозирования и
нормирования расхода ингибиторов по предупреждению гидратообразова-
ния в газосборных сетях по прогнозным расчетам термобарических режи-
мов шлейфов и коллекторов.
Что касается выбора способа подготовки газа и газового конденсата к
дальнему транспорту, то он определяется следующими основными факто-
рами:
техническими требованиями на поставку газа в магистральные газо-
проводы в соответствии с ОСТ 51.40 — 93 (см. гл. 1);
требованиями к температуре осушенного газа на входе в головной
участок газотранспортной системы (считается целесообразной транспорти-
ровка природного газа в зоне ММП с охлаждением его до температуры
грунта: —2 °C — +2 °C в центральной зоне распространения ММП и
— 2 °C — — ? °C — в северной зоне, в том числе и применительно к мес-
торождениям п-ова Ямал, однако эти положения все еще дискуссионные и
требуют дальнейшего анализа);
техническими требованиями на поставку стабильного газового кон-
денсата потребителю в соответствии с ОСТ 51.65 — 80 (см. гл. 1);
составом пластового газа, наличием в нем тяжелых углеводородов, ди-
оксида углерода, сероводорода, примесей инертных газов (прежде всего,
гелия);
давлением, температурой и дебитом газа на устье скважин и их дина-
микой по годам разработки месторождения (следует обратить здесь особое
внимание на достоверность информации по температуре газа на устье
скважин и, как следствие, по прогнозной температуре газа на входе в
УКПГ, поскольку именно эта информация часто бывает недостоверной:
известны случаи различия на 15 —20 °C (?!) между проектной и фактичес-
кой температурами газа на УКПГ);
наличием местных потребителей С3+в, предполагаемым строительст-
вом газохимических комплексов (например, заводов по производству ме-
танола методом неполного окисления метана кислородом воздуха, пласти-
ческих масс из этансодержащего сырья и др.).
Газ готовят к транспортировке по следующим типовым технологиче-
ским схемам: адсорбционная осушка газа; абсорбционная осушка газа и
газового конденсата; низкотемпературные процессы обработки газа
(причем основным процессом является низкотемпературная сепарация, до-
полняемая блоками низкотемпературной абсорбции, конденсации и рек-
тификации с использованием метанола или гликолей как ингибиторов гид-
87
ратообразования и регенерацией последних методом ректификации). Пред-
лагаются и "гибридные" технологические схемы, сочетающие элементы
вышеуказанных технологий.
Применительно к месторождениям, содержащим н составе пластового
газа "кислые" компоненты, обычно в первую очередь производится очист-
ка газа от этих компонентов (например, аминами) и одновременно частич-
ная его осушка, далее осуществляют доосушку газа адсорбционными
методами (чаще всего с использованием цеолитов) и, наконец, газ обраба-
тывается в низкотемпературных процессах с целью выделения тяжелых
углеводородов. Предлагаются и другие комбинированные технологии [17 —
19].
На чисто газовых месторождениях северных регионов для подготовки
газа в качестве основного (типового) процесса рекомендуется абсорбцион-
ный способ осушки газа высококонцентрированными водными раствора-
ми гликолей, тогда как адсорбционную осушку газа используют только при
соответствующем технико-экономическом обосновании. Так, например, на
месторождении Медвежье ряд УКПГ был построен с использованием ад-
сорбционной осушки сеноманского газа (в качестве адсорбента применен
селикагель), а при проектировании последующих УКПГ' осуществлен пере-
ход на абсорбционные методы (с использованием диэтиленгликоля как аб-
сорбента). В дальнейшем (на Уренгойском и Ямбургском ГКМ) исходя из
технико-экономического обоснования было отдано предпочтение, к сожа-
лению, абсорбционным методам, без сколь-нибудь глубокого системного
анализа. В настоящее время в связи с общей оценкой экологической ситу-
ации в стране, а также резким изменением структуры и динамики цен ,
активным привлечением инофирм к освоению месторождений, новыми
возможностями при производстве технологического оборудования из-за
конверсии и другими факторами необходимо вернуться к более углублен-
ному анализу целесообразности применения адсорбционных систем осуш-
ки газа на чисто газовых месторождениях севера России. При этом полез-
ным может оказаться многолетний опыт эксплуатации адсорбционных ус-
тановок Надымгазпрома, недавно обобщенный в ряде монографий и дис-
сертаций.
На газоконденсатных месторождениях для подготовки газа в качестве
основного (типового) процесса в настоящее время рекомендуется низко-
температурная сепарация с применением дроссель-эффекта для получения
холода в начальной стадии эксплуатации месторождения и турбодетандеров
или холодильных агрегатов на этапе падающей добычи. При соответству-
ющем технико-экономическом обосновании эта основная технология мо-
жет дополняться и другими низкотемпературными процессами. Например
на Уренгойском ГКМ обработка природного газа валанжинских залежей
производится на УКПГ, эксплуатация которых первые д.есять-днянадцать
лет возможна по методу низкотемпературной сепарации с применением
эффекта Джоуля— Томпсона (при этом ряд дросселирующих устройств за-
менен на высокопроизводительные газовые эжекторы включение этих ап -
паратов струйной техники позволяет в значительной степени утилизиро-
вать газы низкого давления, снизить, рабочее давление в трехфазных раз
делителях УНТС и т.д) . На Ямбургском ГКМ действует установка про мыс-
ловой обработки валанжинского газа (УКПГ-IB), согласно проектному, ре-'
жиму которой сырой газ вначале проходит абсорбционную (Диэ-
тиленгликолевую) осушку, далее поступает на обработку но методу низко-'
88
температурной сепарации, дополненной абсорбционной колонной в "хвос-
те" процесса (абсорбционная осушка + процесс НТА).
Сейчас получает все большее распространение новый технологический
процесс подготовки газа [20 — 23], в какой-то мере промежуточный между
абсорбционной осушкой газа и низкотемпературной сепарацией: в нем
используется летучий абсорбент, являющийся одновременно и ингибитором
гидратообразования (пока что на практике используется метанол, однако
возможность и целесообразность применения того или иного летучего реа-
гента, отличного от метанола, зависит главным образом от температурных
уровней процесса). Основной "изюминкой" рассматриваемой технологии
является циклическое распределение летучего абсорбента — отработанный
реагент подается в голову технологического процесса, где и регенерируется
(образно говоря, "саморегенерируется"), испаряясь непосредственно в по-
ток теплого влажного газа. Таким образом, в ряде случаев отпадает необ-
ходимость в строительстве специальных установок регенерации осушите-
лей и ингибиторов гидратообразования, так как их регенерация осуществ-
ляется непосредственно в потоке газа.
Вопросы промысловой подготовки газа газоконденсатных месторож-
дений с учетом специфики Крайнего Севера детально рассматриваются
ниже в главе 8, посвященной низкотемпературным процессам и газодина-
мическим технологиям.
Установки комплексной подготовки газа включают ряд, однотипных
технологических линий или ниток (обычно от двух до восьми, причем име-
ется тенденция к увеличению как количества технологических линий, так и
их производительности). Например, проектная производительность техно-
логической линии на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ составляет
208 тыс. м3 газа/ч (или 5 млн. м3/сут), разрабатывается технологическое
оборудование на производительность 10—15 млн. м3/сут. Следует, однако,
отметить, что увеличение производительности технологических линий при-
водит к резкому повышению требований к сепарационному и абсорбци-
онному оборудованию, в связи с этим в настоящее время уделяется боль-
шое внимание разработке высокоэффективных массообменных и сепара-
ционных элементов. Поэтому одну из технологических ниток часто проек-
тируют как "опытную", на которой первоначально отрабатывается новое
технологическое оборудование либо те или иные варианты технологичес-
кого процесса. Кроме того, обязательно предусматривается резервная нит-
ка, что предоставляет возможность для технического обслуживания, ре-
монтных работ, последующих ревизий и модернизаций без снижения об-
щей производительности УКПГ. При наличии ряда технологических ниток
на УКПГ возникает актуальная проблема обеспечения равномерной загруз-
ки по жидкой фазе входных сепараторов разных ниток. Сейчас эта про-
блема успешно решается введением специальных раздаточных коллекто-
ров, а также посредством закольцовывания коллекторов вокруг УКПГ.
При проектировании установок и оборудования объектов добычи,
сбора и подготовки газа и газового конденсата на весь период разработки
месторождения обязательно должны учитываться й требования по резер-
вированию производительности оборудования в связи с падением пластово-
го давления, вводом в эксплуатацию ДКС и другими факторами, определя-
емыми проектом разработки. Например, число резервных машин на ДКС
определяется в соответствии с нормативным документом ВСН 51-2 — 79.
Тогда как требования по резервированию производительности оборудова-
89
ния установок подготовки газа в связи с падением пластового давления оп-
ределяются через так называемый коэффициент запаса производительности
П ~ ^Рнач / Рпад '
где р„„ — пластовое давление, отвечающее выходу месторождения на про-
ектный отбор; рпад — пластовое давление на момент перехода месторож-
дения в режим падающей добычи. Детальное обсуждение методик резерви-
рования технологического оборудования выходит, однако, за рамки наше-
го общего анализа проблем обустройства месторождений.
Чтобы придать обсуждению несколько более конкретный характер,
рассмотрим типичные вопросы, возникающие при выборе технологичес-
ких схем подготовки газа к транспорту на примере некоторых еще дис-
куссионных технических решений по Бованенковскому месторождению,
расположенному на — п-ове Ямал.
Работы по программе "Ямал" чрезвычайно актуальны и активно про-
водились в последние десять лет специалистами ВНИИГаза, ЮжНИИГипро-
газа и многих других организаций (см. некоторые публикации по техноло-
гиям обустройства Бованенковского месторожения [24, 25]). Первоочеред-
ными эксплуатационными объектами на Бованенковском месторождении
являются сеноманские и апт-альбские газовые залежи. Потенциальное со-
держание С3+в варьируется здесь в пределах 0,2 —0,8 г/м3, и в настоящее
время на стадии проектных проработок может быть принято осредненное
значение, равное 0,65 г/м3. Фракционный состав конденсата до сих пор
достоверно не известен и, по-видимому, будет уточнен только после ввода
месторождения в эксплуатацию.
Обсудим требования к качеству подготовки газа на этом месторожде-
нии. Согласно действующему ОСТ 51.40 — 93 точка росы газа по углеводо-
родам для подобных "тощих" газов вообще не регламентируется
(поскольку содержание конденсата в них не превышает 1 г/м3), и, следова-
тельно, перед подачей газа в магистральный газопровод необходимо обес-
печить только осушку газа (по ОСТ 51.40 — 93 — до температуры точки
росы —20 °C зимой и —10 °C летом). При этом вводится существенное до-
полнительное требование: температура осушенного товарного газа на вхо-
де в магистральный газопровод должна составлять —2 °C (зима) и —7 °C
(лето). Это требование обусловлено прокладкой газопровода в зоне рас-
пространения многолетнемерзлых пород, причем анализ строения и
свойств поверхностного слоя ММП показывает нежелательность сущест-
венного нарушения их температурного режима при тепловом взаимодейст-
вии с МГ. Прогнозные расчеты температурного режима головного участка
МГ, проведенные специалистами ВНИИГаза, показывают, что температура
в конце головного участка составит —16 °C зимой и —13 °C летом при
давлении -5,2 МПа, причем именно головной участок Характеризуется наи-
более жестким температурным режимом по всей трассе газопроводов
"Ямал-Запад".
/ Попытаемся сформулировать требования к точке росы осушенного
газа Бованенковского месторождения, исходя из представленных данных
по рекомендуемому прогнозному термобарическому режиму на головном
участке МГ.
Для определенности (с тем, чтобы не усложнять изложение некоторы -
ми нюансами и техническими деталями) примем, что подготовка газа здесь
90
будет осуществляться адсорбционным методом (либо абсорбционным, но в
последнем случае пренебрежем фактором уноса гликоля в газотранспорт-
ную систему), хотя существуют и альтернативные технические решения по
подготовке газа Бованенковского месторождения [25]. Прежде всего под-
черкнем, что в рассматриваемом случае указанную температуру газа в кон-
це головного участка МГ, равную — 16 “С зимой (или — 13 °C летом), следу-
ет интерпретировать как граничную температуру, ниже которой термоди-
намически возможно выделение и накопление газогидратной фазы в газо-
проводе. Причем гидратоотложение в трубах при магистральном транспор-
те осушенного природного газа будет происходить посредством конденса-
ции газогидратной фазы на стенку трубы непосредственно из газа, минуя
выделение жидкой водной фазы. Как детально рассмотрено в гл. 4, разни-
ца между температурой газогидратной точки и температурой точки росы
по (переохлажденной) капельной влаге составляет в указанных условиях
примерно 4,5 —5,5 °C (некоторое варьирование этой величины связано с
зависимостью от состава газа, поскольку газогидратная точка
"чувствительна" к составу газовой фазы по гидратообразующим компонен-
там). Таким образом, температура газогидратной точки —16 °C отвечает
(измеряемой приборами конденсационного типа) температуре точки росы
газа по влаге, равной ( — 20,5) — 21,5 °C, а температура газогидратной точ-
ки — 13 °C — точке росы газа по влаге, равной минус ( -17,5) — 18,5 °C.
Это означает, что соблюдение ОСТ 51.40 — 93 в зимнее время года почти
(но не вполне) обеспечивает безгидратный транспорт товарного газа на
головном участке МГ, однако формальное соблюдение ОСТа в летнее вре-
мя приведет к отложению гидратов в газопроводе. Следует отметить, что
здесь все точки "росы" относили к переохлажденной жидкой водной фазе
(измеряемой влагомерами конденсационного типа) и к давлению 5,2 МПа (а
также привязывали показатели ОСТа к этому давлению).
Если принять среднегодовую температуру газа в конце головного уча-
стка газотранспортной системы, равной (— 14) — ( — 15) °C, то "средне-
годовая" точка росы газа по влаге (при давлении 5,2 МПа) теоретически
должна составить величину, близкую к (—19) —( — 20) °C, чтобы обеспечить
отсутствие накопления газогидратов на стенках труб. Причем постоянное
соблюдение точки росы газа по влаге около —20 °C приведет к тому, что
в зимний период газовые гидраты будут в небольшом количестве отклады-
ваться на стенках труб, сублимируясь в газовую фазу при более теплом
режиме (в летнее время): влияние этого фактора (т.е. временного отложе-
ния газогидратов на стенках труб) на эффективность газотранспортной
системы будет, по-видимому, не очень значительным.
Таким образом, для условий Бованенковского месторождения для
обеспечения безгидратного транспорта газа на головном участке газотран-
спортной системы необходимы в среднем более жесткие требования к
осушке газа на УКПГ, чем того требует отраслевой стандарт (если его по-
ложения относительно точки росы по влаге относить к давлению 5,2 —
5,5 МПа). Если же положения ОСТа интерпретировать как точку росы газа
по влаге при максимальном давлении в МГ (т.е. относить нормативный по-
казатель точки росы газа по влаге к давлению газа 7,5 МПа на выходе из
УКПГ), то соблюдение ОСТа только на самом-самом "пределе" обеспечит
отсутствие накопления отложения газогидратов в трубопроводе на голо-
вном участке МГ. Пожалуй, это первый случай в отечественной газовой
промышленности, когда требования ОСТа отнюдь не являются избыточ-
91
ними. С учетом же некоторого разумного запаса по температуре (-3 °C)
можно рекомендовать следующие требования к точке росы газа по влаге
(отнесенные к давлению 7,5 —7,7 МПа на выходе и.( УКПГ): ( — 21) —
(—22) °C зимой и (— 17) — (—18) “С летом (а среднегодовая точка росы ре-
комендуется около —20 °C). Соблюдение рекомендуемых показателей то-
чек росы газа по влаге (по переохлажденной воде) на УКПГ (показатели
точек росы отнесены к давлению 7,5 —7,7 МПа) гаран тированно обеспечит
безгидратный транспорт осушенного газа на участке МГ. в том числе и в
самом конце этого участка при рабочем давлении 5,2-5.5 МПа и указан-
ных температурах —13 °C (лето) и —16 °C (зима), причем запас по темпе-
ратуре составит всего 3 — 3,5 °C.
Рассмотрим вопросы промысловой и заводской обработки нестабиль-
ного газового конденсата, получаемого из природного газа на УКПГ газо-
конденсатных месторождений. Как уже отмечалось, конденсат должен
быть подготовлен к транспортировке в соответствии с ОСТ 53.65 — 80.
Этот процесс может осуществляться непосредственно на УКПГ или же на
отдельной установке по стабилизации конденсата (УСК или ГПУ). В по-
следнем случае нестабильный (или частично стабилизированный) конденсат
поступает по системе внутри- или межпромысловых конденсатопроводов
на соответствующую централизованную установку стабилизации сразу с
нескольких УКПГ. Подобная схема (рис. 2.8) принята на Уренгойском и
Ямбургском ГКМ: нестабильный конденсат с четырех валанжинских УКПГ
Уренгойского ГКМ и с одной валанжинской УКПГ Ямбургского ГКМ по-
ступает на Уренгойский завод подготовки газового конденсата (УЗПГК) и
далее на Сургутский завод по стабилизации конденсата.
Газовый конденсат подготавливают к транспортировке по следующим
типовым технологиям:
деэтанизация газового конденсата с получением газового конденсата
Сз + В'
дебутанизация газового конденсата с получением стабильного газового
конденсата С3 + о.
Кроме того, на установках подготовки конденсата к транспорту мо-
жет предусматриваться получение ШФЛУ, сжиженных газов или их фрак-
ций, моторного топлива и других продуктов газопереработки (главным об-
|узпгк| :
Нукпг-2В1
| УКПГ-1 АВ
L — 0,3 км
0325 мм
{уКПГ-5в|
L = 23,9 км
[укпг-1 ВI
L —180 км
0 325 мм и 530 мм
~|уКПГ-8в|
L - 47,1 км
0 325 мм
L — 23,6 км 0325 мм
0 325 мм и 530 мм
Рис. 2.8. Схема внутрипромыслового транспорта нестабильного конденсата на
Уренгойском и Ямбургском ГКМ)
УКПГ-1В — расположена на Ямбургском ГКМ; остальные — на Уренгойском ГКМ
92
разом речь идет о малогабаритных установках, производящих непосредст-
венно на газовом промысле моторные топлива и другие углеводородные
продукты, преимущественно на собственные нужды).
Дальнейшая переработка газового конденсата и ШФЛУ, поступающих
с УКПГ газоконденсатных месторождений и с установок стабилизации
конденсата, осуществляется на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). На
большинстве ГПЗ перерабатывается также и попутный нефтяной газ (см.
подробнее [17, 18]). На ГПЗ с полным (или законченным) технологическим
циклом имеются установки газофракционирования (ГФУ), на которых из
газового конденсата и ШФЛУ могут быть получены следующие продукты:
этановая фракция, сжиженные газы, индивидуальные углеводороды
(пропан, н-бутан, изобутан, пентаны), газовые бензины и дизельные топ-
лива (технические условия на эти продукты см. в гл. 1).
Перед пуском в эксплуатацию УКПГ, ГПУ, ГПЗ должны быть детально
разработаны технологические регламенты на все установки.
Технологический регламент содержит следующие основные разделы:
общая характеристика производства;
характеристики исходного сырья, используемых реагентов и выпуска-
емой продукции;
описание технологической схемы и процесса (приводятся показатели
и нормы технологического режима в зависимости от состава сырья, а
также допустимые пределы отклонения от этих показателей);
схема и объем автоматизации технологического процесса;
возможные неполадки технологического процесса, их причины и спо-
собы устранения;
расходные нормы сырья, реагентов, энергии (электроэнергия, пар, газ
на собственные нужды и пр.);
порядок пуска, вывода установок на оптимальный технологический
режим, правила остановки и переключения установок на резервное обору-
дование;
контроль производства, включающий контроль показателей техноло-
гического процесса и описание применяемых методик контроля (в том
числе контроль качества сырья, получаемых продуктов, используемых реа-
гентов и промстоков);
основные правила безопасного ведения процесса, а также действий
персонала в нештатных ситуациях;
отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу;
защита технологического оборудования от коррозии;
перечень технологических инструкций и инструкций по технике безо-
пасности и пожарной профилактике.
Обычно технологические регламенты принимаются сроком действия
до 5 лет, но они могут пересматриваться и чаще, например, при наличии
изменений в технологии либо существенных отклонений от первоначаль-
ного технологического режима, вызванного изменением состава сырья,
уменьшением рабочего давления и т.п.
Другие существенные особенности проектирования газоперерабаты-
вающих установок и заводов с выделением ряда характерных этапов тех-
нологического проектирования подробно изложены в [26].
Перейдем к рассмотрению и анализу технологических проблем, воз-
никающих на стадии эксплуатации газовых и газоконденсатных месторож-
дений.
93
При эксплуатации месторождений неизбежно появляются трудности и
дополнительные осложнения, часто вообще никак не предусмотренные со-
ответствующими проектами разработки и обустройства (что отнюдь не
всегда обусловлено недостаточно высоким качеством технологического
проектирования).
Вот далеко не полный перечень возникающих проблем и "узких"
мест:
выявляется недостаточная технологическая эффективность оборудова-
ния, в первую очередь сепарационного и теплообменного;
наблюдается ускоренная коррозия технологического оборудования и
промысловых коммуникаций (что касается северных месторождений Рос-
сии, то эта проблема в северных условиях не встает очень остро, в частно-
сти, из-за отсутствия в большинстве случаев в продукции скважин серово-
дорода и диоксида углерода; тем не менее ряд технологических проблем
уже возникает на Ямбургском месторождении, которые решаются с при-
влечением специалистов по коррозии из Волго-УралНИПИгаза и Оренбург-
газпрома);
из-за выноса пластовой минерализованной воды происходит более
интенсивное (чем предусмотрено проектом обустройства) засоление и за-
грязнение абсорбентов механическими примесями, а также загрязнение
абсорбентов продуктами их окисления и осмоления;
появляется такое серьезное технологическое осложнение, как парафи-
ноотложение на внутренних поверхностях теплообменного оборудования и
в низкотемпературных сепараторах и разделителях (иногда это связано с
наличием примеси нефти в продукции газоконденсатных скважин), что
приводит к необходимости периодических остановок линий для их
"пропарки", а иногда к целесообразности применения комплексных инги-
биторов парафиногидратоотложения;
в силу ряда технологических и экономических причин возникает не-
обходимость в модернизации оборудования с целью повышения его эф-
фективности и производительности (часто это позволяет отказаться от
строительства дополнительных УКПГ и осуществлять обработку газа на
уже существующем оборудовании);
из-за изменения параметров сырья, изменения или колебания конъ-
юнктуры рынка появляются потребности в производстве другой продукции
(так, на северных месторождениях возникает необходимость в строитель-
стве малогабаритных установок по производству дизтоплива, бензина га-
зоконденсатного, холодильных агентов и т.п.)
Таким образом, при эксплуатации систем сбора и промысловой под-
готовки имеют место те или иные (часто — весьма существенные) откло-
нения от проектов разработки и обустройства месторождений, а также
появляется ряд серьезных технологических осложнений. В то же время
обоснованное резервирование оборудования до некоторой степени обеспе-
чивает определенную технологическую "гибкость" процессов обработки
газа, что позволяет системе адекватно "реагировать" на возникающие про-
блемы.
Уже через несколько лет после ввода месторождения в эксплуатацию
могут проводиться модернизация и/или реконструкция УКПГ, связанные с.
заменой тех или иных аппаратов или усовершенствованием технологичес-
ких процессов. При уменьшении добычи газа с основного месторождения
дозагрузка технологического оборудования может осуществляться вводом в
94
эксплуатацию, например, дополнительного "купола" этого же месторожде-
ния либо ряда близлежащих небольших месторождений, на которых неце-
лесообразно реализовывать полный цикл промысловой подготовки газа и
газового конденсата, а оказывается достаточным строительство только не-
большой установки предварительной подготовки — УППГ, с последующей
транспортировкой продукции на головные сооружения (на основную УКПГ
или же материнскую платформу применительно к морским месторождени-
ям), иногда на значительные расстояния — 50 км и более.
Однако при межпромысловом транспорте сырого газа и нестабильно-
го конденсата на значительные расстояния более остро, чем в традицион-
ных системах промыслового сбора, встает проблема предупреждения гид-
ратообразования (иногда — и парафиногидратообразования), поскольку
температурный режим концевых участков трассы таких межпромысловых
продуктопроводов близок к температуре окружающей среды (т.е. к темпе-
ратуре атмосферного воздуха при над- и наземной прокладке трубопрово-
дов или же к температуре грунта при их подземной прокладке).
Для иллюстрации указанных положений приведем несколько доста-
точно наглядных примеров из отечественной практики эксплуатации се-
верных газовых и газоконденсатных месторождений.
Так, на Уренгойском ГКМ на период начала эксплуатации-1 валанжин-
ских залежей (1985 г.) не была решена проблема утилизации отработанных
растворов метанола (здесь метанол используется как антигидратный реа-
гент в системах сбора и на установках НТС). Проектом обустройства
предполагалось строительство одной централизованной установки регене-
рации метанола методом ректификации. Сырьем для этой установки дол-
жен был служить отработанный BMP с нескольких УКПГ валанжинских
залежей (на которых обрабатывается в год до 30 млрд, м3 газа). Однако на
момент пуска первой валанжинской установки НТС (УКПГ-2В) к строи-
тельству централизованной системы регенерации BMP еще не приступали.
Не было даже заказано изготовление соответствующего оборудования.
Проведенный специалистами ВНИИГаза и Уренгойгазпрома анализ сло-
жившейся ситуации показал [27], что принятая в проекте обустройства
технологическая схема сбора метанольной воды с последующей ее регене-
рацией на централизованной установке вообще практически не реализуема
(в частности, перекачка BMP низких концентраций невозможна без путе-
вого подогрева в зимнее время года, экономически невыгодно регенериро-
вать метанол из BMP низких концентраций методом ректификации и т.д.).
Анализ оборудования сеноманских УКПГ показал наличие недействующих
(резервных) колонн регенерации насыщенного ДЭГа. Это позволило раз-
работать соответствующую технологическую схему регенерации BMP с ис-
пользованием колонн регенерации ДЭГа не по их “прямому" назначению,
включающую:
схему раздельного сбора BMP на установках НТС, позволяющую ис-
ключать ее дополнительное разбавление до регенерации;
схему регенерации BMP методом ректификации с использованием за-
пасного оборудования сеноманских УКПГ (с применением резервной ко-
лонны регенерации ДЭГа).
В это же время было обнаружено наличие высоких (а иногда и
"избыточных") концентраций метанола в BMP в низкотемпературных се-
параторах установок НТС, намечены пути вторичного использования этого
достаточно концентрированного BMP, а также разработаны технологичес-
95
кие схемы циркуляции метанола в установках НТС, позволившие сущест-
венно сократить его расход на технологический процесс, а в некоторых
благоприятных случаях отказаться и от традии||0ННЬ1Х установок регенера-
ции метанола. Дальнейшее развитие этих идей привело к оформлению, по
существу, серии новых технологических процессов промысловой обработ-
ки газа (ВНИИГаз, ПО Уренгойгазпром и впоследствии — французский
институт нефти), в которых имеет место рециркуляция летучих абсорбен-
тов-ингибиторов гидратообразования. Последовало включение этих новых
процессов в проекты обустройства ряда новых газоконденсатных место-
рождений Крайнего Севера, а также внедрение подобной технологии на
действующих объектах Уренгойского и Ямбургского ГКМ. В частности,
внедрение технологии оптимального использования метанола на установке
НТА Ямбургского ГКМ (УКПГ-1В) позволяет в данном случае отказаться от
диэтиленгликоля как реагента-осушителя [20]. В итоге на УКПГ-1В оказа-
лась исключенной из технологического цикла смонтированная (согласно
проекту обустройства) установка регенерации ДЭГа. Ей было найдено дру-
гое технологическое применение: для производства дизтоплива на местные
нужды.
Наконец, дальнейшее развитие указанной технологии циркуляции во-
дометанольных растворов в установках типа НТС привело не только к но-
вым технологическим схемам обработки газа, но и к новым технологиям
утилизации BMP очень низких концентраций с целью не допустить либо
существенно уменьшить закачку метанола в поглощающие горизонты вме-
сте со сточными водами [28].
В тот же период (начало эксплуатации валанжинских УКПГ Уренгой-
ского ГКМ) не были последовательно решены и вопросы утилизации газов
низкого давления (здесь имеются в виду газы разгазирования конденсата,
газы деэтанизации, попутные нефтяные газы и др.). С целью решения воз-
никшей проблемы в технологическую схему НТС был включен эжектор
типа "газ-газ". Однако детальный анализ проблемы в целом показал, что
для ее полного решения (т.е. в перспективе тушения всех "факелов" на га-
зоконденсатных месторождениях) существующие эжекторные системы не-
достаточны и необходима разработка новых типов высокопроизводитель-
ных газовых эжекторов: многоступенчатых и многосопловых, работающих
в сверхзвуковом режиме и позволяющих значительно увеличить степень
сжатия газов низкого давления (довести ее до величины как минимум рав-
ной 10). Институты ЦАГИ, ВНИИГаз и ПО Уренгойгазпром [29, 30] разви-
вают это направление исследований по низкотемпературному компримиро-
ванию газов, включающее разработку как нормального ряда нового типа
эжекторов, так и технологических схем их использования.
Следует особо подчеркнуть, что в указанных примерах применения
метанола и эжекторов в процессах подготовки газа в качестве "движущей
силы" непосредственно используются избыточные давление и температура
газового потока по сравнению с условиями магистрального транспорта га-
за. Таким образом, новые технологии являются энерго- и ресурсосберега-
ющими, а также вполне экологически чистыми. А "родились" эти техноло-
гии из детального анализа недостатков проектирования систем обустройст-
ва месторождений, которые были выявлены уже в начальный период экс-
плуатации Уренгойского и Ямбургского ГКМ.
Продолжим перечень характерных примеров и ситуаций из промыс-
ловой практики.
06
Наличие двух основных залежей на Уренгойском ГКМ (сеномана и ва-
ланжина) и ввод валанжинских УКПГ на 7 — 8 лет позже первых сеноман-
ских УКПГ приводит к возможности "совместной" эксплуатации этих двух
объектов разработки. В настоящее время на сеноманских УКПГ введены в
действие ДКС первой очереди, позволяющие повысить давление осушенно-
го газа с 3,5 —5 МПа до необходимого давления газа в головном участке
газотранспортной системы. Некоторый запас мощности этих ДКС в
принципе позволяет совместно компримировать на ДКС сеноманского газа
не только сеноманский газ, но и валанжинский газ. Это дает возможность
снижать давление в низкотемпературных сепараторах валанжинских УКПГ
вплоть до 5 —5,5 МПа и ниже, тем самым продлевая (на ряд лет) период
эксплуатации установок НТС при проектных температурах сепарации —
25 °C и ниже, без использования турбодетандерных агрегатов и без под-
ключения ДКС в "голове" установок НТС газа валанжинских залежей. Та-
ким образом, на Уренгойском ГКМ возникла задача оптимизации потоков
осушенного газа сеноманских и валанжинских залежей с использованием
имеющихся мощностей ДКС, а также включения в эту оптимизационную
схему эжекторных устройств.
В то же время рабочее давление на установках гликолевой осушки се-
номанского газа продолжает снижаться, соответственно увеличивается ско-
рость газа в абсорберах. Поэтому для сохранения производительности
УКПГ при той же эффективности технологического процесса (степени
осушки, допустимого капельного уноса ДЭГа и других показателей) при-
шлось провести их модернизацию. При вводе на сеноманских УКПГ ДКС,
работающих до установок гликолевой осушки, появляется возможность
реализовать интересные технологические схемы осушки газа на двух тем-
пературных уровнях, включив в технологическую схему стадию предвари-
тельной ("грубой") осушки газа насыщенным раствором ДЭГа (до компри-
мирования "сырого" газа на ДКС).
Унос абсорбента в дисперсном (аэрозольном) виде с установок осуш-
ки приводит к необходимости улавливания растворов гликоля на головной
компрессорной станции по трассе МГ. Следовательно, перед специалиста-
ми-технологами встают актуальные задачи уменьшения уноса мелкодис-
персного (туманообразного) ДЭГа за счет резкого улучшения эффективно-
сти сепарационного оборудования (причем в принципе возможен капель-
ный унос гликолей практически до 1 —2 г/1000 м3, хотя для реализации это-
го потребуются значительные усилия), а также разработки технологичес-
ких схем более полного улавливания ДЭГа на КС с его частичной регене-
рацией.
Подобные технологические проблемы детально обсуждаются в главе 7,
посвященной абсорбционным технологиям промысловой подготовки
газа.
В заключение нашего общего (и предварительного) обсуждения про-
блем эксплуатации северных месторождений следует подчеркнуть, что в
настоящее время такие месторождения, как Вуктыльское, Западно-
Соплесское, Вынгапуровское, Медвежье, уже работают в режиме падаю-
щей добычи и приближаются к режиму эксплуатации на поздней стадии
разработки, тогда как крупнейшие месторождения отрасли — Уренгойское
и Ямбургское в ближайшие годы вступят в период падающей добычи газа.
Эти стадии разработки основных эксплуатируемых месторождений отрас-
ли характеризуются следующими моментами:
97
4 — 830
падением пластового давления и соответстнующим , пижением дебита
скважин;
продолжающимся обводнением эксплуатационного фонда скважин и
пескопроявлением;
старением фонда скважин и наземных газопромысловых объектов;
в связи с уменьшением эксергии пластоного флюида эксплуатацион-
ные скважины, оборудованные лифтовыми трубами большого диаметра
(168 мм), оказываются не в состоянии выносить жидкость с забоя скважин
(особенно это характерно для кустового расположения скважин и ограни-
ченными возможностями регулирования работы скважин в кусте, в резуль-
тате появляется эффект "самозадавливания" или автоглушения скважин,
что имеет место на Медвежьем месторождении и прогнозируется в бли-
жайшие годы на Ямбургском ГКМ);
шлейфы скважин перестают работать в режиме постоянного выноса
жидкой фазы, в связи с чем обостряется проблема предупреждения гидра-
тообразования;
падение давления приводит к ряду серьезных технологических про-
блем эксплуатации установок промысловой подготовки и появлению труд-
ностей в обеспечении надлежащего качества товарного газа.
Все эти факторы и негативные моменты необходимо надежно прогно-
зировать и заблаговременно принимать надлежащие меры по устранению
постоянно возникающих и/или обостряющихся технологических проблем.
Таким образом, краткий анализ проблем, которые возникают при
проектировании и эксплуатации установок комплексной подготовки газа
на северных месторождениях, показывает, что в отечественной газовой
промышленности имеется достаточно широкий простор для научно-
технических исследований, позволяющий не только проводить совершен-
ствование существующих технологий ("приспосабливая" их к реальным
особенностям эксплуатации того или иного месторождения), но и в ряде
случаев находить существенно новые технические решения, которые, на
наш взгляд в дальнейшем могут и коренным образом изменить “лицо" от-
расли: сделать технологические процессы энерго- и ресурсосберегающими,
а также обеспечить повышающиеся требования к охране окружающей
среды.
Глава 3
СЫРЬЕВАЯ БАЗА
ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ НОВЫХ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И П-ОВА ЯМАЛ
Западная Сибирь является крупнейшей нефтегазоносной провинцией Рос-
сии, обеспечивающей более 90 % ее добычи газа. Нефтегазоносность За-
падной Сибири установлена сравнительно недавно, первый фонтан газа
был получен в 1953 г. на Березовском месторождении, нефти - в 1960 г.
на Шаимском месторождении. Открытие в 1965— 1969 гг. крупнейших га-
зовых месторождений Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других
позволило организовать крупномасштабную добычу газа и довести ее до
540 млрд, м3 в 1996 г. Обзорная карта основных нефтяных (Н), газовых (Г),
газоконденсатных (ГК) и нефтегазоконденсатных (НГК) месторождений
Крайнего Севера России представлена на рис. 3.1.
3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ПРОВИНЦИИ
Геологическое строение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
обусловлено ее приуроченностью к молодой платформе с характерными
тектоническими и литолого-фациальными особенностями. В строении про-
винции имеются породы складчатого фундамента, промежуточного струк-
турного этажа и осадочного мезозойско-кайнозойского платформенного
чехла. Максимальная глубина залегания кровли фундамента 16 км, макси-
мальная мощность пород палеозоя 5 км, мезозоя 10 км, кайнозоя 0,7 км.
Осадочный чехол сложен триасовыми, юрскими, меловыми и палеогено-
выми отложениями. Промышленная нефтегазоносность связана с отложе-
ниями юры и мела, из пород палеозоя и триаса повсеместно были получе-
ны многочисленные нефте- и газопроявления, залежи низкоконденсатного
газа в карбонатах палеозоя открыты в северо-восточной части Новопор-
товского месторождения.
В Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) нефтегазоносность установ-
лена в широком стратиграфическом диапазоне отложений от низов юры
до сеномана. При этом основные запасы газа сосредоточены в отложениях
сеномана и турона, а нефти — в отложениях неокома и верхней юры.
99
4*
В Гыданском районе основные запасы газа приурочены к сеноман-
скому, аптскому и неокомскому продуктивным комплексам. Запасы нефти
приурочены главным образом к неокомскому комплексу.
Осадочный чехол в Ямальском районе сложен терригенными песчано-
глинистыми породами юры и нижнего мела-сеномана, а также глинисто-
кремнистой толщей палеогена и плиоцен-четвертичными осадками. Общая
мощность осадочного чехла увеличивается с юга на север от 1500 — 2000 м.
до 4000 — 5000 м и более. Доюрский комплекс пород представлен сильно
100
Рис. 3.1. Месторождения газа и нефти в северных районах Западной Сибири
Условные обозначения
Месшоромсдения:
I 1 аювые
I а зоконденсатные
|CS>| ГКН//НГК
| Нефтяные
1. Малыгинское
2. Сядорское
3. Тасийское
4. С. Тамбейское
5. 3.-Бомбейское
6. Ю:-Тамбейское
7. В.-Боваиенковское
8. Верхне-Тиутейское
9. Байдарацкое
10. Нейтинское
11. Арктическое
12. Средне-Ямальское
13. Нурминское
14. Ростовцевское
15. Малоямальское
16. Каменномысское
17. Утреннее
18. Гыданское
19. Геофизическое
20. Ханавейско-Солетское
21. Минховское
22. Антипаютинское
23. Семаковское
24. Парусовое
25. 3:~Мессояхское
26. Юрхаровское
27. Находкинское
28. Ю.-Мессояхское
29. Русско-Реченское
30. В.-Тазовское
31. Газовское
32. С:-Уренгойское
33. Харвутинское
34. Гамбургское
35. Русское
36. Ю.-Русское
37. С.-Часельское
38. Есетинское
39. Евояхинское
40. Пырейное
41. Ямсовейское
42. Пангодинское
43. С^Комсомольское
44. Ю;-Танловское
45. Муравленковское
46. Губкинское
47. 3:-Таркосалинское
48. Тарасовское
49. Етыпуровское
50. Взигаяхинское
51. Вынгапуровское
52. Харампурское
53. Верхне-Часельское
54. Усть-Часельское
55. Ново-Часельское
измененными терригенными, карбонатными и магматическими отложени-
ями палеозоя и докембрия. В разрезе осадочного чехла выделяются три
промышленно-газонефтеносных комплекса: юрский, неоком-аптский и
альб-сеноманский, разделенные непроницаемыми глинистыми экранами
верхней юры-валанжина и альба, которые на ряде площадей осложняются
песчано-алевролитовыми горизонтами. Важнейшие в плане продуктивности
горизонты приурочены к кровле комплексов: горизонты ПК,_6 в сеномане
непосредственно под региональной турон-палеогеновой покрышкой, гори-
зонты ТП,„6 апта под альбскими глинами, БЯ, —БЯ,2 в песчано-глинистой
толще неокома, Ю2 —Ю12 под верхне-юрско-валанжинской покрышкой.
Кроме того, на контакте осадочного чехла и фундамента также выявлены
продуктивные горизонты в базальных песчаниках и гравелитах юры и в
трещиноватых, преимущественно карбонатных породах доюрского ком-
плекса.
В нефтегазоносном отношении на севере Западной Сибири выделяют-
ся Надым-Пурская и Пур-Тазовская, Гыданская и Ямальская нефтегазонос-
ные области.
В пределах Ямало-Ненецкого автономного округа на севере Западной
Сибири (ЯНАО) высокой степенью сейсмической и буровой изученности
характеризуется северная часть Сургутского, Пуровский и Уренгойский
нефтегазоносные регионы. В НПТР структурная и стратиграфическая изу-
ченность (до среднеюрских горизонтов Ю2 —Ю4) достаточно высока: не-
разбуренными остались только центральные зоны Танловской, Большехет-
ской, Хадуггейской впадин и Нижне-Пурского мегапрогиба (по юрским
101
отложениям). То же относится и к Ямальской нефтегазоносной области.
На Гыдане практически не исследованы две трети территории северо-
восточнее от линии месторождений Утреннее — Ханавейско-Солетское —
Западно-Мессояхское. Недостаточно изучен как сейсмическими работами,
так и глубоким бурением обширный Красноселькупский район к востоку
от Южно-Русского — Верхне-Часельского месторождений.
Среди продуктивных комплексов максимальной изученностью харак-
теризуется альб-сеноманский структурно-литологический комплекс. Со-
временная разбуренность комплекса оставляет мало надежд на открытие
сколько-нибудь крупных газосодержащих месторождений. Несколько
меньшей изученностью характеризуется неоком-аптский комплекс. Значи-
тельно хуже разбурены низы валанжина, беррйас и юрский продуктивный
комплексы. Среди месторождений ЯНАО только пять: Уренгойское
(причем только южный и центральный купола), Губкинское, Харампурское
и Ныдинское месторождения в Надым-Пур-Тазовском регионе, Новопор-
товское и Бованенковское на Ямале могут быть охарактеризованы как от-
носительно изученные по верхним горизонтам юры. На большинстве же
других, даже крупнейших и гигантских месторождений до кровли средней
юры пробурено по одной — максимум по трем-четырем скважинам, что
явно недостаточно для однозначного ответа о продуктивности даже верх-
них горизонтов юрского нефтегазоконденсатного комплекса. На Гыдане
пробурено всего 7 юрских скважин. На Ямбургском, Песцовом, Русском,
Тасийском, Крузенштерновском и ряде других месторождений не пробу-
рено ни одной скважины до кровли проницаемой части юрского комплек-
са. Крайне низкой, во многих зонах севера Западно-Сибирской плиты —
нулевой, является изученность средних и нижних горизонтов юры и доюр-
ских пород.
Таким образом, несмотря на более чем 50-летнюю историю геолого-
геофизических исследований недр Западной Сибири, до настоящего време-
ни ее арктические , районы изучены все еще недостаточно, прежде всего в
объеме осадочного. чехла от среднего валанжина до триаса и доюрский
(палеозойский) фундамент.
К северным районам Западной Сибири в пределах ЯНАО приурочен
общепланетарный “узел газонакопления", ограниченный трендом место-
рождений Медвежье — Ямбургское — Заполярное — Губкинское — Комсомоль-
ское—Медвежье с центром — уникальным по запасам Уренгойским мес-
торождением. Несколько меньший по суммарным запасам "узел газона-
копления" сформировался в недрах северных районов Ямала и прилегаю-
щей акватории Карского моря с центром в Бованенковско-Харасавейской
зоне. Третий узел газонакопления, вероятно, располагается в акватории
Карского моря (Русановское и Ленинградское ГКМ). .ай
Исследователями ВНИИГаза принято расчленять разрез осадочного^
чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на следующие про-
дуктивные комплексы: альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский. В
составе нефтегазоносного комплекса выделяются следующие подкомплекс
сы: нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский, аптский, альбский 'И'=
сеноманский. Такое, деление, достаточно логичное для большинства струкЦ
турно-литологических зон Западно-Сибирской Плита,; Является в опредёЦ
ленной мере условным только в Надым-ТазовСкбм1 междуречье, где отсуЙ!
ствует надежная межкомплексная покрышка аптского или альбского воз||
раста. Точно так же и газ-салинская пачка турбнй-сёнона, газовые залежй|
102
которой генетически и флюидодинамически связаны с альб-сеноманским
проницаемым (доюрским) комплексом, статистически рассматривается
вместе с последним. Генетически- и флюидодинамически-изолированная
ачимовская толща рассматривается в составе неокомского подкомплекса
согласно возрастному принципу.
Главной особенностью Западно-Сибирской нефтегазоносной провин-
ции является постепенное изменение типа (фазового состояния) скоплений
углеводородов в неокомских, верхнеюрских отложениях и в кровельных
горизонтах нижне-среднеюрской проницаемой толщи (горизонты Ю, - Ю4)
в северном направлении. Месторождения типа Н и НГК в южных, цент-
ральных и западных районах провинции сменяются преимущественно
нефтегазоконденсатными месторождениями в Вынгапурском, Таркосалин-
ском и Харампурском районах, ГК- и НГК-месторождениями в Надым-
ском, Уренгойском и Тазовском районах и, наконец, преимущественно и
исключительно газовыми и газоконденсатными месторождениями и зале-
жами, в отдельных случаях с редкими небольшими по запасам нефтяными
оторочками в Ямбургском районе, центральных и северных районах
Ямальской и в Гыданской газонефтеносной области. Данная фактическая
зональность в размещении разнотипных месторождений в объеме осадоч-
ного чехла Западно-Сибирской платформы была предсказана и с генетиче-
ских позиций теоретически обоснована геологами Мингазпрома в 1973 —
1976 гг. и получила окончательное подтверждение работами начала и сере-
дины 80-х годов.
Альб-сеноманский продуктивный комплекс залегает в интервале глу-
бин 500—1200 м и современных температур — 12-32 °C, является ведущим
по разведанным и предварительно оцененным запасам и предполагаемым
потенциальным ресурсам свободного газа.
Основная особенность комплекса — резкое преобладание запасов и
ресурсов газа над запасами и ресурсами нефти. Нефтегазовые и в меньшей
степени газонефтяные залежи ранее были выявлены в кровле сеномана
всего на трех месторождениях — Русском, Северо-Комсомольском, Тазов-
ском и разрезе альба-сеномана на Ваньеганском. В последние годы они
установлены на Южно-Харампурском (ПК,,.,), Комсомольском (горизонт
ПК„), Губкинском (ПК16), Фестивальном (ПК,.,), Южно-Танловском (ПК,8) и
Береговом (ПК,6). Кроме того, на Береговом (ПК^9), Южно-Харампурском
,(ПК,3), Барсуковском (ПК,9), Губкинском (ПК14) и на Западно-Мессояхском
й(ПК,2) месторождениях выявлены и нефтяные скопления. В окраинных зо-
ндах плиты альбские и сеноманские горизонты являются водоносными.
Крупнейшие пгантские и уникальные по запасам скопления газа в
^сеюманских горизонтах ПК,_6 образуют пластово-массивные залежи и
Еючены к наибольшим по площади внутри замкнутого контура и амп-
з ловушкам, причем коэффициент заполнения ловушек газом состав-
ит 0,6-0,7 до 0,95.
Ямальской газонефтеносной области происходит частичная глиниза-
ижних горизонтов сеномана и альба, и в них появляются относитель-
рпные скопления газа в пластовых сводовых ловушках, некоторые из
ых осложнены литологическими экранами. Наиболее крупными
ениями, обнаруженными в разрезе альба, являются залежи горизон-
М, и ХМ2 Бованенковского месторождения.
1есчано-алевролитовые разности пород альба-сеномана обладают пре-
дными коллекторскими свойствами. Фоновые величины пористости и
юз
открытой проницаемости составляют 28 — 34 % и 0,1 — 1 мкм2. В соответст-
вии с высокими ФЕС находятся и величины притоков пластовых флюидов,
составляющие по газу 400 — 1000 тыс. м3/сут (абсолютно свободные дебиты
нередко достигают 1,5 — 2 млн. м3/сут).
Неоком-аптский продуктивный комплекс в Западной Сибири является
ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по значимости по запа-
сам и ресурсам свободного газа и конденсата. В силу разнообразия и
сложности структурно-тектонических, фациально-литологических и прочих
генетических условий значительно более разнообразными по сравнению с
вышележащим продуктивным комплексом являются условия нахождения
скоплений УВ (типы ловушек, диапазон изменения единичных запасов за-
лежей, фазовое состояние скоплений и состав сосуществующих фаз, до-
бывные возможности и пр.). Бесконденсатные скопления газа в залежах
типа Г и НГ встречены лишь на нескольких месторождениях Ямала и Ги-
дана (Бованенковском ТП,_6), Новопортовском - ТП,, Утреннем, Гыдан-
ском и Солетс.ком (ТП,—ТП10), в самых верхних горизонтах (апт). В раз-
мещении скоплений УВ в неоком-аптском комплексе наблюдается вполне
определенная закономерность, а именно, при движении от районов Сред-
него Приобья на север и северо-восток постепенно уменьшаются общее
число, абсолютные и относительные запасы нефтяных скоплений в зале-
жах типа Н, НГК, ГКН и НГ на отдельных месторождениях и в целом по
зонам и районам, и коренным образом изменяется геохимический облик
нефтей и конденсатов: уменьшаются их плотность, сернистость, содержа-
ние неуглеводородных компонентов, увеличивается парафинистость
(содержание средне- и высокомолекулярных жидких и твердых алкано-
вых УВ).
Степень концентрации разведанных запасов газа и нефти в породах
неокома ниже, чем в альб-сеноманском комплексе. Единичные разведан-
ные запасы собственно неокомских залежей, как правило, не превышают
300 млрд. м3. Исключение составляют пластовая залежь горизонта БУв Урен-
гойского месторождения, БУ,_28 Ямбургского и пластово-массивная залежь
горизонтов БТ6_е Заполярного.
В отложениях неоком-аптского комплекса встречены пластово-
массивные (в кровле апта), пластовые сводовые и разнообразные пласто-
вые сводовые и несводовые литологически-тектонически- и эпигенетичес-
ки-экранированные залежи УВ, причем как по числу, так и по разведан-
ным запасам преобладают пластовые сводовые. Однако есть ряд место-
рождений, в том числе и весьма крупных, на которых в разрезе неокома
преобладают литологически- и тектонически-экранированные и комбини-
рованные залежи УВ: Ямбургское, Самбургское, Восточно-Таркосалинское,
Тарасовское и др.
Породы неокома и апта на территории Западной Сибири залегают на
средних глубинах (от 1,2—1,5 до 3,5 —3,7 км) в области средних пластовых
температур и геофлюидальных давлений (средние температуры — от 45—50
до 80—100 °C, давления — практически гидростатические, за исключением
Харасавейского месторождения). Фоновые значения открытой пористости
и проницаемости песчано-алевролитовых разностей пород изменяются от
22 —25 % и 0,10 — 0,30 мкм2 в апте до 16 — 20 % и 0,01 —0,10 мкм2 в низах не-
окома. Дебиты газа и нефти из неокомских и аптских горизонтов север-
ных районов изменяются соответственно от 50— 100 до 300 — 400 тыс. м3/сут
и от 10— 15 до 50 и более м3/сут.
104
Месторождения углеводородов в ачимовской толще открыты в преде-
лах НПТР и на Ямале.
В НПТР в границах ЯНАО ачимовская толща промышленно продук-
тивна на 16 месторождениях, в том числе на 4 развиты ГК-скопления, на
3 — ГКН и НГК, на 9 — нефтяные.
Крупнейшая зона газоконденсатонакопления приурочена к Уренгой-
ской части Нижнепуровского мегавала и его восточному склону.
Углеводородные скопления (УВС) с высоким содержанием жидкой фа-
зы в газорастворенном и свободном состоянии в ачимовской толще выяв-
лены или предполагаются в недрах территории, ограниченной трендом ме-
сторождений Уренгойское — Самбургское — Салекаптское — Северно-Пуров-
ское — Ярояхинское —Южно-Пырейное —Уренгойское. Депоцентром газо-
конденсатонакопления в ачимовских коллекторах, по-видимому, является
юго-восточный склон Уренгойского вала к востоку от Южного и Цент-
рального куполов Уренгоя. В центробежном направлении от Восточно-
Уренгойской зоны газопродуктивность толщи экспоненциально уменьша-
ется, и на отдельных месторождениях сохраняются небольшие по запасам
залежи УВ, полупромышленные и непромышленные газонефтепроявления.
Всего по состоянию изученности на начало 1998 г. в пределах Большо-
го Уренгоя, куда входят шесть площадей: собственно Уренгойская, Ново-
Уренгойская, Восточно-Уренгойская, Ево-Яхинская, Есетинская и Северо-
Есетинская, пробурено более 160 глубоких поисково-разведочных скважин,
анализ информации по которым свидетельствует об очень сложном геоло-
гическом строении ачимовской толщи. Газоконденсатные и ГКН-залежи,
приуроченные к ачимовской толще, контролируются литологически, а воз-
можно, и тектонически-экранированными ловушками сложного строения с
невысокими и сильно изменчивыми в пространстве фильтрационно-
емкостными свойствами коллекторов, а также достаточно высоким потен-
циальным содержанием конденсата в газе (до 570 г/м3).
Общая площадь газоносности ачимовской толщи в пределах рассмат-
риваемой территории превышает 3 тыс. км2.
Основная часть выявленных ГК-залежей, расположенная в централь-
ной зоне НПТР, характеризуется стабильным конденсатосодержанием
(около 330 г/м3), изменяющимся в довольно узких пределах — от 281 до
360 г/м3. Максимальное содержание конденсата (418 г/м3) отмечено на Ям-
совейском месторождении. Общей тенденцией является снижение содер-
жания стабильного конденсата в юго-восточном направлении.
Характерной особенностью ачимовской толщи центральных зон
НПТР является наличие в геофлюидальной системе аномально высоких пла-
стовых давлений (АВПД). Меридионально вытянутая зона АВПД включает
цепочку структур с высокими значениями аномальности с юга на север:
Западно-Таркосалинская, Нохо-Яхинская, Южно-Уренгойская, Уренгой-
ская, Табъяха-Таркинская, Ен-Яхинская. Широтно она ограничивается с
запада Губкинским, Ямсовейским, Юбилейным, с востока — Тарасовским,
Восточно-Таркосалинским, Береговым. Эпицентром аномально высоких
пластовых давлений являются Уренгойское месторождение и его спутники.
Максимальные значения коэффициента аномальности наблюдаются на
Центральном и Северном куполах, достигая 1,7—1,9. В пределах Южного
купола он изменяется от 1,5 до 1,68.
На Ямале залежи типа ГКН открыты на Новопортовском месторож
дении в горизонтах НП10 —НП12 новопортовской толщи — возрастных и
105
фациальных аналогах АТ более южных районов провинции. При испыта-
нии толщи на Хамбатейском месторождении получен полупромышленный
приток газа с конденсатом. На севере Ямала на Пяседайско-Сядорском и
Малыгинском месторождениях ачимовская толща нефтенасыщена, но сла-
бопроницаема (получены притоки нефти до 2 —Зт/сут).
Юрский нефтегазоносный комплекс, включающий породы тюмен-
ской, васюганской и баженовской свит и их аналогов, имеет максимальную
на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, и в част-
ности, в ЯНАО, площадь распространения земель, перспективных для по-
исков скоплений УВ. При этом внутри комплекса от базальных горизонтов
тюменской свиты к ее верхним горизонтам и далее к васюганской
(сиговской) и баженовской свитам ареал установленной и вероятной неф-
тегазоносности существенно сокращается, что связано с особенностями
геологического строения и условий формирования залежей УВ в породах
этих свит.
В Надым-Пур-Тазовском регионе в породах юры выявлено 47 место-
рождений: восемь — ГК, семь — ГКН, пять — НГК, 27 — Н, в том числе
42 залежи УВ выявлены только в верхнеюрском подкомплексе, пять только
в нижне-среднеюрском, 13 — в обоих подкомплексах.
В верхнеюрском подкомплексе (группа горизонтов Ю1 верхневасюган-
ской подсвиты и сиговской свиты) залежи УВ обнаружены на 39 северных
месторождениях на юге Надым-Пурской и в Пур-Тазовской нефтегазонос-
ной области. Особенностью подкомплекса является резкое преобладание
нефтяных и нефтегазоконденсатных скоплений над газоконденсатными и
газоконденсатно-нефтяными. Залежи с преобладанием газа и газоконден-
сатные установлены на Северо-Губкинском и Тэрельском месторождениях.
В верхних горизонтах нижне-среднеюрского подкомплекса скопления
УВ с балансовыми запасами выявлены на 13 месторождениях: 2 — ГК, 3 —
вероятно, ГКН, 1 — НГК, 7 — Н (по отложениям тюменской свиты и ее
аналогов). По числу и разведанным запасам существенно преобладают
скопления газа (ГК и ГКН), даже если принимать во внимание чрезмерно
завышенную, на наш взгляд, оценку нефти по категории С2 на Береговом
месторождении. Большинство закономерностей, отмеченных для неоком-
ского и верхнеюрского подкомплекса, наблюдаются и для нижне-
среднеюрского подкомплекса, а именно, увеличение газоносности и изме-
нение геохимических параметров нефтей в северном направлении, приуро-
ченность многих залежей типа Н и НГК к разломным структурам и др.
Специфическая особенность юрского нефтегазоносного комплекса в
целом — обилие газо- и нефтепроявлений, в том числе и значительных, по
всему объему проницаемой части комплекса. Во внутренних районах про-
винции в скважинах, пробуренных в любых структурных условиях и даже
в наиболее глубоких участках впадин и прогибов, при качественном опро-
бовании и испытании юрских горизонтов получают вместе с водой или
безводные прямые признаки газо- и нефтеносности в виде небольших
притоков и пленок нефти, притоков газа в сотни и первые тысячи м3/сут,
свидетельствующие о наличии в юрской толще огромного количества мик-
ро- и макроскоплений УВ, непромышленных по величине геологических
запасов и добывным возможностям.
При испытании на Уренгойском месторождении целого ряда глубоких
скважин из отложений тюменской свиты были получены безводные при-
токи нефти дебитом от 0,5 до 23,3 м3/сут (на 3-мм штуцере) и газа до 15 —
106
44,5 тыс. м3/сут (на 16-мм штуцере). Залежи нефти и газа здесь приурочены
главным образом к верхней и средней частям тюменской свиты
(горизонты Ю2, Ю3, Ю10).
В юрском комплексе наиболее часто встречаются литологически-
эпигенетически- (в высокопрогретых зонах на средних глубинах и в глубо-
копогруженных горизонтах) и тектонически-экранированные залежи газа
и нефти. Многие залежи, в первую очередь нефтяные, распространяются
за пределы локальных структур. Несколько реже распространены палео-
геоморфологические (в породах фундамента) стратиграфически-экрани-
рованные, литологически- и эпигенетически-ограниченные со всех сторон
залежи и комбинированные.
Современные глубины погружения юрского комплекса на севере За-
падной Сибири изменяются от 2 —2,5 км в окраинных зонах до 3,2 —4,5 км
в Надым-Тазовском междуречье. Подошва юры погружается на глубину от
2,5 —3,2 до 4 —6,5 км и более. Величины современных геотемператур изме-
няются в кровле комплекса от 50 — 70 до 120— 140 °C, в подошве от 70 — 100
до 170 —200 °C. Геофлюидальные давления в юрских песчано-алевролитовых
горизонтах отдельных зон и районов зависят прежде всего от термоглу-
бинных условий их залегания и положения в структуре осадочного мега-
бассейна.
Величина коэффициента аномальности в НПТР достигает на Уренгой-
ском месторождении 1,75—1,89. Снижение аномальности происходит на
восток до 1,32 (Береговое месторождение) и на юг до 1,28 (Ярайнерское
месторождение). По общей тенденции распределения АВПД в западном на-
правлении аномальность будет снижаться.
Невысокие притоки геофлюидов из юрских горизонтов в скважинах
северных площадей объясняются не только и не столько технологическими
причинами (ошибками в технологии проводки скважин, их некачествен-
ным цементажом и испытанием), сколько геологическими причинами, а
именно, относительно низкими величинами фильтрационно-емкостных
свойств песчаников и алевролитов юры. Фоновые содержания конденсата в
газе нижне-среднеюрских залежей НПТР составляют 180 —200 г/м3, верхне-
юрских — 200—250 г/м3.
В Ямальской газонефтеносной области крупнейшие ГК-залежи в сред-
неюрских горизонтах Ю2 — Ю7 открыты на Бованенковском, Малыгинском
и Северо-Тамбейском месторождениях, крупные и средние по запасам —
на Мало-Ямальском и Западно-Тамбейском, небольшие — на Харасавей-
ском. Серия тектонически-экранированных блочных НГК-залежей разве-
дана на Новопортовском месторождении. На многих площадях Нурмин-
ского мегавала и северных зон Ямала из коллекторских горизонтов юры
получены непромышленные притоки УВ и признаки газонефтеносности из
уплотненных песчаников и алевролитов.
В юрском комплексе Ямала величина газоконденсатного фактора экс-
поненциально уменьшается от верхних горизонтов к нижним, в частности
на Бованенковском месторождении: от 221 г/м3 в горизонте Ю2 до 189 и
150 г/м3 в горизонтах Ю3 и Ю7, а также на Новопортовском месторож-
дении.
На Гыдане открыта всего одна ГК-залежь в горизонте Ю2 Геофизиче-
ского месторождения.
107
3.2. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ПО ПЛОЩАДИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ И РАЗРЕЗУ
ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ
ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Анализируя геолого-геофизическую информацию по нефтегазоносности
Западно-Сибирской платформы, можно выделить следующие характерные
закономерности.
1. Стратиграфический и глубинный диапазон нефтегазоносности в
пределах провинции увеличивается от окраинных областей к центру и на
север. Максимальным ареалом распространения промышленных скоплений
УВ обладают базальные горизонты юрского комплекса. От нижних к
верхним горизонтам юры и далее — к неокомским, аптским и альб-
сеноманским толщам площади распространения залежей УВ уменьшаются.
Самые многозалежные месторождения располагаются в приосевой части
мегабассейна. Исключение составляет только Новопортовское месторожде-
ние на Ямале.
2. Сверху вниз в вертикальном и стратиграфическом разрезе величина
отдельных скоплений и совокупные запасы УВ сокращаются. Исключение
составляют Бованенковское, Харасавейское и некоторые другие месторож-
дения Ямала, где наиболее угленасыщена танопчинская свита (апт), выше
которой залегает зональная покрышка альбских глин, резко уменьшающая
генерационно-аккумуляционный объем альб-сеноманских отложений, а
также Северо-Уренгойское и ряд небольших месторождений восточного
склона Уренгойского мегавала и Верхнетазовского района, приуроченных
к локальным структурам, выраженным, главным образом, по нижним го-
ризонтам.
3. Распределение углеводородных скоплений (УВС) в вертикальном'
разрезе осадочного чехла подчиняется закономерности: на глубинах от 0,4
до 1,2—1,8 км в области средних температур до 45 —50 “С обнаружены
только чисто газовые и газонефтяные с оторочками тяжелых нафтеновых
нефтей бесконденсатные и низкоконденсатные залежи, независимо от
стратиграфической приуроченности вмещающих пород и типа углеводоро-
дов в них. В диапазоне глубин от 1,2 до 3,5 км и температур от 50 до 120 °C
встречаются различные типы скоплений по фазовому состоянию УВ — от
нефтяных до газоконденсатных, кроме чисто газовых. И наконец, в глубо-
козалегающих горизонтах и в зонах геотермоаномалий на средних глуби-
нах, где средние температуры превышают 115—120 °C, обнаружены ГК- и
ГКН-залежи с оторочками легких нефтей.
4. Скопления углеводородов в северных районах распределены в про-
странстве по принципу: есть замкнутая антиклинальная структура с боль-
шим числом сводовых структурных, структурно-литологических или иного
генезиса ловушек в разрезе — есть и газовые, и газоконденсатные скопле-
ния. Поэтому в объеме крупных локальных структур от кровли сеномана
до верхних и средних горизонтов тюменской свиты и ее аналогов газоно-
сен весь разрез, и присутствие водоносных пластов объясняется исключи-
тельно литологической или разломной негерметичностью локальных, зо-
нальных, областных или реже мощных региональных покрышек.
108
5. При погружении продуктивных горизонтов сверху вниз от сенома-
на к низам юры наблюдается "нормальный" вертикально-катагенетический
ряд скоплений УВ, свойственный областям преимущественного газонакоп-
ления, а именно, залежи сухого метанового газа в альб-сеноманском ком-
плексе сменяются сначала низкоконденсатными скоплениями в низах альба
и в апте, ГК-скоплениями со средним и повышенным содержанием кон-
денсата. В аптских и барремских горизонтах с определенного термоглу-
бинного, точнее, катагенетического уровня наряду с ГК-появляются ГКН- и
НГК-скопления (в диапазоне горизонтов ТП14 — ТП22, в зависимости от ло-
кальных геотермических условий), которые в юрском комплексе вновь
сменяются ГК-скоплениями со средним, уменьшающимся вниз по разрезу
содержанием жидких УВ в газе и вновь газовыми скоплениями в базаль-
ных горизонтах юры, нефтегазовой зоне контакта с доюрскими породами
и "коренном" палеозое.
6. Особенностью распределения конденсата в газах Западно-
Сибирской платформы можно считать четкую зависимость его содержания
от термобароглубинных условий локализации месторождения. Так, на не-
больших глубинах (менее 1,5—1,8км) в зависимости от средних темпера-
тур содержание конденсата не превышает 1 — 10 г/м3. Скачок газоконден-
сатного фактора (от 5 до 70 г/м3) приурочен к интервалу глубин от 1,2
до 1,8 км и контролируется исключительно величиной средней температу-
ры — от 45 до 55 — 58 °C. Граница перехода газовых залежей в газоконден-
сатные проходит в средних и нижних горизонтах апта на Уренгойском,
Юбилейном, Бованенковском и других месторождениях. В разрезе юрских
и неокомских пород наблюдаются две тенденции изменения конденсатосо-
держания с глубиной. Для большинства месторождений с увеличением глу-
бины и температуры содержание стабильного конденсата возрастает (в не-
окоме), а потом заметно уменьшается при переходе от верхнеюрских от-
ложений к нижне-среднеюрским (Уренгойское, Юрхаровское, Харасавей-
ское, Казанское и др.). На некоторых других месторождениях эта величи-
на практически не изменяется по разрезу — это характерно для Заполяр-
ного, Новопортовского, Мыльджинского месторождений. Во втором случае
отмечается приуроченность месторождений к структурам, нарушенным
разломами или с развитием в разрезе неокома маломощных покрышек
сложного строения. На малых глубинах при низких температурах в газо-
вых залежах альба-сеномана и юры при содержании стабильного конден-
сата менее 15 —20 г/м3 он имеет высокую плотность (до 0,810 г/см3) и наф-
теновое основание.
7. К особой разновидности залежей, присущей в Западной Сибири в
основном отложениям юры и ачимовской толщи, относятся "консер-
вационные" залежи, локализованные на больших глубинах в жестких Р, Т-
условиях, в которых УВС присутствуют и фиксируются по данным про-
мысловой геофизики и керну, но они как бы “законсервированы" вследст-
вие сильной уплотненности, раздавленности и эпигенетической измененно-
сти коллекторов, и при испытаниях горизонты оказываются либо
"сухими", либо дают непромышленные притоки. Геологические запасы
подобных скоплений составляют нетрадиционные ресурсы (в плотных
низкопроницаемых коллекторах).
3.3. СТРУКТУРА РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ ГАЗА
НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Начальные потенциальные ресурсы газа ЯНАО по оценке на начало 1997 г.
оценены в объеме 94,6 трлн, м3 (табл. 3.1).
В настоящее время в Западной Сибири открыто 200 месторождений
природного газа, из которых 198 — в недрах суши и 2 на шельфе Карско-
го моря (Ленинградское и Русановское). Разведанные запасы газа на начало
1997 г. составили 37,1 трлн, м3, накопленная добыча достигла 7,7 трлн. м3.
Основные разведанные запасы сосредоточены в северных районах Запад-
ной Сибири на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, в пре-
делах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской нефтегазо-
носных областей. Здесь выявлено 186 месторождений, из которых 55 неф-
тяных, 59 нефтегазоконденсатных, 34 газоконденсатных, 8 газонефтяных,
9 нефтегазовых и 21 газовое. Запасы 131 месторождения природного газа
составили на 01.01.97 г. 35,8 трлн, м3 по категориям А + В + С, и 9,5 трлн, м3
по категории С2, в том числе на суше соответственно 35,5 и 8 трлн, м3 на
шельфе 0,3 и 1,5 трлн. м3. В газовых шапках месторождений ЯНАО сосре-
доточено соответственно 3 и 0,4 трлн. м3. Распределение разведанных запа-
сов газа по недропользователям приводится на рис. 3.2. Распределение на-
чальных разведанных запасов по крупности и числу месторождений
Таблица 3.1
Структура начальных суммарных ресурсов газа Ямало-Ненецкого АО
(на 01.01.97 г.), мрлд. м3
Нефтегазоносные комплексы Началь- ные суммар- ные ресурсы Накоп- ленная добыча Запасы Возможный перевод запасов углеводоро- дов (2001-2030 гг.)
разве- данные А4~В + С] пред- вари- тельно оце- ненные с2 перс- пектив- ные н прог- нозные С3+Д газ кон- денсат, млн. т (извл.) нефть, млн. т (извл.)
1. Ямало- Ненецкий АО 94630 7483 35500 7965 43682 10000 800 450
Сеноманский 48105 6975 20467 1958 18705 4300 — 50
Неокомский 29187 508 13474 4003 11202 2950 270 140
Ачимовский 4677 — 1039 694 2944 1000 300 150
Юрский 12661 — 520 1310 10831 1750 230 110
1.1. Надым-Пур- Тазовская 64180 7470 24004 4112 28594 6200 500 300
Сеноманский 39505 6964 17270 1298 13973 3000 — —
Неокомский 13687 506 5535 1789 5857 1700 150 90
Ачимовский 4427 — 1039 694 2694 1000 300 150
Юрский 6561 — 160 331 6070 500 50 60
1.2. Ямальская 20750 13 10438 3043 7256 2600 200 50
Сеноманский 6000 : И 2854 496 2639 950 — —
Неокомский 11000 2 7228 1568 2202 650 50 20
Ачимовский 150 — — — 150 — — —
Юрский 3600 ' — 356 979 2265 1000 150 30
1.3. Гыданская 9700 — 1058 810 7832 1200 100 100
Сеноманский 2600 — 343 164 2093 350 — 50
Неокомский 4500 — 711 646 3143 600 70 30
Ачимовский 100 — — — 100 — — —
Юрский 2500 — 4 — 2496 250 30 20
110
Россия
47,6 трлн. м3
i_______".
Западная Сибирь
(северные районы)
35,8 трлн, м 3
Нераспределенный фонд 5,8 грлн. м 3 АО с долей РАО Газпром 50% я более 2 трлн, м 3 Другие недропользо- вателя 3,4 трлн, м3 РАО Газпром 24,6 грлн. м3
• Надым-Пур-Таз 1,1 •Ямал 4,1 •Гылап 0,6 • Запснбгазиром 0,7 • Таркосаленефтегаз 0,4 • АО "Нрртгаз" 0,3 •ЛТД"Росиаа” 0,2 •ПурНГГ 0,4 •АО ПурНГГ 0,6 • АО Пурнефтегаз 0,7 • АОЯмалвефте1аз 0,5 • СПУрепгонИНК 0,2 • АО Ceneia 0,1 • Шельф 0,3 • Торговый дом Вариант Н 0,5 • Прочие 0,5 • Надымгазпром 7,8 • Уренгойгазпром 7 • Ямбурггаздобыча 8,4 • Ноябрьскгаздобыча 1,4
Рис. 3.2. Схема распределения запасов газа северных районов Западной Сибири
по недропользователям
(накопленная добыча и запасы газа категорий A + B + CJ приводится в
табл. 3.2.
Характеристика составов пластовых газов основных месторождений
севера Западной Сибири приводится в табл. 3.3, а характеристика место-
рождений — в табл. 3.4.
В Надым-Пур-Тазовском регионе сосредоточено 24 трлн, м3 разведан-
ных запасов газа, из которых 17,3 трлн, м3 приурочены к сеноманскому
Таблица 3.2
Структура разведанных запасов газа Ямало-Ненецкого округа (суша)
по состоянию на 01.01.1997 г.
Показатели Ямало-Ненецкий АО
Всего В том числе по НГО
Ямал нпт Гыдан
Число учтенных месторождений 129 26 91 12
Накопленная добыча газа 7479,8 12,6 7466,9 0,2
В том числе:
сеноман 6975,5 11 6964,3 0,2
апт, неоком 504 1.6 502,3 -
ачимов. толща — — —
юра 0,3 — 0,3 —
Разведанные запасы А+В + С, 35500 10438 24004 1058
В том числе;
сеноман 20467 2854 17270 343
неоком 13474 7228 5535 711
ачимов. толща 1039 — 1039
юра 520 356 160 4 i
Распределение по глубине, км: 35500 10438 24004 1058
ДО 1.5 24589 6819 17418 352
1,5-3 7592 3547 3343 702 !
3-5 3319 72 3243 4 '
Распределение по составу; 35500 10438 24004 1058
метановые 25472 6736 17937 799 :
зтансодержащие 10028 3702 600? 259 ;
111
Таблица 3.3
Составы пластовых газов месторождений севера Западной Сибири
Месторожде н и я Продук- тивный горизонт Состав газа. %
сн4 С3Н6 С3Н8 С4н,„| сЛ1„ Азот со.,
Ямбургское Hat Сеноман jbiM-Пур 98,60 •Тазовскс 0,07 1я НГО 1,14 0.19
Н. мел 90,13 4,13 2,29 0,25 2.26 0,12 0,32
Северо-Уренгойское Сеноман 98,52 0,02 — — — 1,08 0,41
БУ, 2 86,52 5,30 2,20 1,10 4.25 0,44 0,90
Уренгойское Сеноман 98,26 0.15 0,04 — — 1.24 0,31
ПК..,, 93,71 3,50 0,18 0,24 1.42 0,38 0,57
БУ, 2 89,14 5,27 2,10 0,83 1,66 0,81 0,19
БУ. 87,66 5,09 2.18 1.18 3,16 0,43 0,30
БУ,„ и 86,59 5,72 2,39 1,02 3,55 0,38 0,35
БУ,/ 82,11 6,11 3,29 1,40 5,25 1,59 0,25
Ачим. св. 78,36 8,60 3,80 1,68 6.66 0,09 0,81
Ен-Яхинское БУ,»-, 80.56 6,22 3,40 1,67 6,68 0,73 0,74
Медвежье Сеноман 98,15 0,17 0,01 0,02 0,02 1,29 0,36
Тарасовское БП ю- и 67,90 10,28 6,90 2,61 10.53 1.72 0,06
Песцовое БУ1 76,86 7.47 4,47 1,90 7,57 1,17 0,58
БУд 78,46 7,12 3.64 1,51 8.21 0.60 0,46
80.64 6,82 3,46 1,56 6.46 0,46 0,60
Заполярное Сеноман 98,43 0,11 0,02 — — 1.11 0.33
БТ, . 89,16 4,69 2,11 0,70 2,86 0,30 0,18
БТ6 а 88,58 4,73 2,12 0,72 3.34 0,30 0,21
БТ10 88,06 4,79 2,20 0,80 3,60 0,33 0,20
Юбилейное Сеноман 98,40 0,07 0,01 — — 1,12 0,40
АУ, 79,50 9,06 4,40 1,54 4,38 0,54 0,48
Западно-Таркоса- Сеноман 97.9 0,40 0,20 0,10 1,10 о.ю —
линское бп7 78,57 8,46 5.32 1,92 4.49 0,35 0,89
Самбургское БУ,. 83,13 6,07 3,06 1,13 6,07 0,45 0,09
Кынское В. юра 75,33 8,12 4,54 1.76 8,96 072 0.57
Верхне-Часельское Юра 77,39 8,03 5,15 1,96 5.97 1,23 0,27
Геофизическое тп,5 Гыданская НГО 89,75 | 5,03 1 1,39 0.38 2,78 0,25 0,42
Харасавейское ПК, Ямал! 98,63 >скоя НГС 0,03 Э 1,21 0,13
тп,_ 5 96,0 2,48 0,12 0,84 0,07 0,31 0,18
91.61 4.66 1,34 0,55 1.37 0,15 0,32
Крузенштерн овское ПК, 99.10 0,01 — — — 0,79 0,10
ТП,0 90,73 6,94 0,28 0,36 0,66 0,77 0,26
тп,3_ ,4 88.79 7,64 1,72 0,58 0.84 0,20 0,23
Бованенковское ПК, 99,0 0,03 — — — 0,91 0,06
ТП,_6 96,36 2,89 0,05 0,03 0,01 0,43 0,23
ТП?_В 96,07 2,72 0,03 0,13 0,03 0,11 0,91
ТП,3.,4 89,91 4,99 1,56 0.80 1,40 0,16 0,18
ТП>5 >6 90,31 4,83 1,81 0,73 1,48 0,21 0,63
ю3 87,29 6,51 2,34 0,60 1,39 0,71 1,16
ю6 86,13 7,06 2,07 0,56 1,87 0,06 2,25-
Новопортовское НП33 90,63 5,42 0,76 0,52 0,89 0,99 0,79
нп. 90,16 5,19 1,79 0,59 1,28 0,25 0,74
Юра 86,89 6.40 1,82 0,70 3,39 0,39 0.41
Палеозой 90,11 4,30 1,21 0,79 0,46 1,22 1,91
Южно-Тамбейское тп. 96,77 1,15 0,37 0,23 0,04 1,14 0,30
ТП21 И 85,44 7,00 2,55 0,84 3,44 0,40 0,33
Арктическое ТП24 81,54 7,37 4,04 1,58 2,38 2,47 0,62
Средне-Ямальское БЯ,„ 78,97 4,53 2,34 1,02 0,27 11,84 1,03
112
Таблица 3.4
Характеристика основных газовых и газоконденсатных месторождений северных районов
Западной Сибири
Характеристика
Месторождение, залежь Тип Глубина, м Эффектив- ная газона- сыщенная толщина, м Порис- тость. % Началь- ное плас- товое давление, МПа Содер- жание конден- сата, г/м3
Надым-Пур-Тазовская НГО
1. Уренгойское НГК 12,0
Сеноман г 1040-1230 6.5-190 30
Уренгойская площадь г 1040-1730 55 30 12,0
Ен'Яхинская площадь г 1040-1230 31,7 30 12,0 —
Песцовая площадь г 1040-1230 32.5 30 12,0 —
пк,а ГК 1748-1785 10,2 21 10,2 8
пк2, ГК 1735-1776 17,2 21 19,4 56
АУ,„ ГК 2232 - 2252 6 21 21,7 75
БУ0 ГК 2278 - 2350 5.8 21 22,4 75-98
БУ, ; ГК 2288 - 2485 18.7 21 22,5 75
БУ5 (сев. купол) ГК 2400-2485 13,9 20 23,4 95
БУ-, (юж. купол) ГК 2400 - 2485 9,9 20 24,6 95
Г,У° НГК 2752-2860 7,9 16 26,5 170
БУ, НГК 2752-2860 13,2 18 26.7 130
БУ,» НГК 2825 - 2926 13,6 16 27,5 246
БУ|0 ,1 НГК 2825 -2926 16 17 27,5 158
БУ,, НГК 2825-2926 14.1 16 27,7 246 I
бу;2 мгк 2825 - 2926 10,5 17 28,2 225 '
б'4 гк 2870 - 3090 5 18 28,5 105
Бу'з НГК 2870 - 3090 7,1 17 28,5 285
бу!, НГК 2870 - 3090 6,7 16 29 250
БУ?4 НГК 2970 - 3090 6.2 16 29.1 250
БУ,, ГК 3102-3164 3,5 15 30,15 250
БУ|б (сев. залежь) ГК 3165-3234 10,3 14 37,59 200-257
Аг, ГК 3470 — 3519 14,4 16 — 295 - 378
Ат0 ГК 3470 - 3519 14,4 16 — 295 - 378
Аг3 , НГК 3470 - 3519 22,5 16 — 295-378
Аг, ГК 3600 - 3700 22,5 16 — 287
Аг6/,„ ГК •3600 - 3700 23,4 16 — 303
2. Ен-Яхинское НГК
БУв_, НГК 2902 -2969 12,7 16 29,05 372
БУ,0-2 ГК 3084-3147 11,5 15 30,5 324
БУ,2-, НГК 3159-3196 5,1 14 29,4 324
3. Песцовое НГК
БУ»-2 НГК 3088-3100 1.3 14 30,8 ! 375
БУв-з ГК 3012 - 3050 1,7 13 30,0 294
БУ,., НГК 3020 -3118 03 16 30,75 322
БУ, , НГК 3028 - 3138 8 15 30,5 408
БУ,, НГК 3159 - 3236 1.7 12 34,65 684
БУ,„..ь, ГК 3175-3214 3.3 13 32,35 350
4. Ямбургское НГК
Сеноман г 1000- 1206 41,9 27 11,7
БУ’ ГК 2525-2622 11 18,3 26,6 132
бу: ГК 2525 - 2622 10,9 16,8 25,9 132
бу’ ГК 2636-2640 1,2 17,7 2б,б I.5O
ИЗ
Продолжение табл. 3.4
Месторождение, залежь Тип Характеристика
Глубина, м Эффектив- ная газона- сыщенная толщина, м Порис- тость, % Началь- ное плас- товое давление, МПа Содер- жание конден- сата. г/м3
бу35 ГК 2694 - 2734 3.6 17,7 27,3 150
БУб ГК 2751 -2868 4,9 17,6 29,8 150
БУе ГК 2359 - 3149 1,6 16,8 30 150
БУб ГК 2755 - 3177 2,8 16,7 31,2 150
БУ7 ГК 2915 — 2919 3,1 16,7 29,2 150
БУ° ГК 2828 - 3254 4,5 16,1 32,2 113
буГ2 НГК 2849 - 3302 11,1 16,1 32,4 115
БУ в НГК 2897-3186 8,9 16,5 32,8 112-150
БУд ГК 3050 - 3257 6 16,7 32,9 150
БУ g ГК 3152 — 3258 2,9 15,6 32,3 150
БУд ГК 3239 - 3298 3,2 16,1 33,1 150
Заполярное НГК Турон Г 1054-1290 7,1 20 12,3 —
Сеноман ПК г 1330 64,4 33,2 13 —
БТ, , ГК 2477 - 2535 4,8 17 24,7 139
БТ6_а НГК 2668 -2840 46 15 27,9 172
БТ10 НГК 2975 - 3032 21,8 16 30 185
БТ„ , НГК 3157 - 3227 28,9 16 30,7 188
бт;;_; ГК 3123 - 3282 10,4 16 33 197
Медвежье ГК Сеноман г 1057-1060 140 27 11,1 —
хм2 г 1603-1613 3 24 15,6 —
ХМ3 г 1624-1631 3,1 26 15,7 —
хм4 г 1641-1645 1.6 26 15,8 —
пк3 г 1652-1658 1,1 25 15,9 —
тп, г 1695-1717 9,6 25 16,6 —
ТГЦ г 1722-1731 5,7 25 16,6 —
БН,0 ГК 2875 - 3035 10 20 31,8 158
Юбилейное ГК Сеноман г. 1026-1168 29,1 32 11,2 —
АУ, г 1606-1650 10,8 20 16,5 —
Ямсовейское ГК ПК, г 884-1034 51,4 30,5 9,7 —
БУ,2 ГК 2820 - 3000 29,2 15 28,9 386
Северо-Уренгойское НГК 12,3
Сеноман г 1130-1255 22,2 29 —
АУ, , + АУ, 2 ГК 2163 - 2214 82 18 21,5-22,6 80
АУа 2 ГК 2253 -2289 6,7 20 23,2 105
буГ2 ГК 2936 -3004 15,9 17 30,4 160
БУ,о НГК 3110-3180 10 16 32 129
БУ,',' НГК 3179-3267 9,6 16 33,4 100
БУи2 НГК 3151-3341 4,4 14 34,1 100
Южно-Русское нг
Турон, 1 г 788 - 913 14-40 29 9,3 —
ПК, г 860 - 950 33 32,6 9,3 —
ПК,2 г 1320 -1330 5 30 13,3 —
пк,ъ пк„ г 1475-1484 4.8 27 15,1 —
г 1526-1555 26,5 15,8 1
114
Продолжение табл. ЗН
Месторождение, залежь Тип Характерист^ ка
Глубина, м Эффекти- вная газо- насыщен- ная толщи- на, м Пори стость. % Началь- ное плас- товое давление, МПа Содер- жание конден- сата. г/м3
Ямальская НГО Харасавейское ГК ПК. г 718-797 35,7 31.5
тп,.л г 1398- 1559 50.9 25,3 15,5 2.5
тпй г 1500-1545 7,6 20 2,5
тп8 г 1596-1688 16 23 16,4 —
тп., _, г 1712-1740 5 23 17,3 —
г 1665-1705 6,6 23 16,9 —
ТП)0 (район скв. 58) г 1800-1830 5,1 17,7 — —
ТПН (район скв. 69, 48) г 1728-1808 8,6 22 17.8-18,1 41
тп,2 г 1788-1900 3,8 20 19,8 41
тп(3 н г 1820-1913 17,6 19 21 48
ТП|5 г 1875-1935 6,1 23 23,3 39,5
тп,,_.,3 г 2045-2173 8,1 12 34,7 79,9
тп' г 2144-2187 5 39,1 — 120
тп,6 г 2190- 2305 7,3 23 40,2 181,3
БЯ. г 2252 - 2405 5 20 42 133,7
БЯ, г 2259 - 2406 10 19 41,5 180.2
бя5 г 2460 - 2620 6,8 15 44 161,7
БЯ6 г 2485 - 2645 10,7 15 432 161
БЯ, г 2560 - 2800 7.6 15 49 156
БЯа г 2592-2735 10 14 49,7 —
Ю2 г 3280 - 3303 2 15 63,4 70
ю3 Бованенковское НГК г 3310 - 3335 2,4 15 63,4 90
ПК, г 532 - 682 51 51 25 6,9
пк9 г 928 - 980 20,3 25 9,7 0,16
пк|0 г 1000-1020 7,3 24,6 10,2 —
хм„ хм2 г 1080-1335 2,8 21 13,2-15,6 0,65
тп, 6 г 1192-1472 48,4 26,5 14,6 0,65
ТП, а г 1452-1500 9,4 24,6 15,1 1.44
тп, г 1480-1530 20,5 24,6 15,5 2,39
ТП10 и г 1545-1590 12,8 24.6 15,2 2,39
тп,. г 1580-1640 10,1 24,6 16,1 18,07
ТП,, ,. г 1636-1732 19,6 24,6 16,8 56,3
тп15 ,6 г 1693-1807 18,5 24,6 17,1 60,8
ТП1б_ ]7 тп,8 г г 1781 -2085 1860 - 2004 9 7,7 24 20 20,4 19,5 70,5 54,4
БЯ, г 1880 - 2147 16,1 20 — 56
БЯ2 , г 1910 - 2050 9,2 20 21,3 79,5-82,6
БЯ3 г 2073 - 2211 1,5 20 26,2 80
Ю, г 2518 - 2790 6,6 15 — 195
Ю3 г 2250 - 2820 9,3 15 — 135
ю6 г 2700- 3185 7 15 454 99
Ю, г 2720 - 2980 21,8 15 45,8 231
Ю,о г 2876 - 3245 4,6 15 48,5 150
Ю,2 Новопортовское НГК г 3075 - 4008 12,8 14,8 48,5 4,9 150
ПК, г 470 - 490 3 23 —
хм, г 890 — 904 3,7 25 84 —
тп, г 976-1000 1,8 20 10,1 —
нп, г 1868-1877 5 22 18,3 44,8
нп2_3 ГК 1830-1900 4 20 18,3 44,3
нп, ГК 1850-1925 13,6 21 — 55,1
НП5 6 ГК 1880-1915 75 20 18,7 52,8
нпа ГК 1920-1950 2 — — —
НП9_,0 ГК 1903 - 2030 32 20 18,7 58,9
Тюменская свита ГК 1995 - 2082 9,6 18 19.9 15,3
Ю, 2 ГК 2483 -2633 8,4 18 25.7 42.4
РХ ГК 2530 - 2950 19,6 12 27,1
115
Продолжение табл. 3.4
Месторождение, залежь Тип Характеристика
Глубина, м Эффектив- ная газона- сыщенная толщина, и Порис- тость, % Началь- ное плас- товое давление, МПа Содер- жание конден- сата. г/м3
Южно-Тамбейское ГК ПК, Г 938 -968 13 31.1 9.8
ХМ, ХМ0 (сев. купол) г 1550-1593 9.6 23 15.7 —
г 1640 — 1647 5.8 25 16 —
ТП. ГК 1960-1980 12,2 23 19,2 85,9-138,7
ТП|4 (вост, купол) ГК 2311-2339 13,4 18 23,9 138,7
тп,,2 ГК 2520 - 2536 10 17 26,2 150
Западно-Тамбейское НГК ПК, г 996-1004 4.3 31 10,2 —
хм0 Г 1580-1593 5,3 24 15,6 —
хм? Г 1635-1640 3,15 23 16,1 —
хм, г 1670-1680 5.6 22 16,6
тп° ГК 1927 — 1944 7 24 19,5 22,3
БЯ10 г 2765-2768 2.2 18 27,2 135,7
Гыданская НГО Аитипаютинское Г ПК, г 959-1018 14.4 30,3 9,9
Тото-Яхинское Г ПК, Геофизическое НГК ПК, г 935 -971 14,3 33,6 9,5 —
г 962-1000 20 30 9,7 —
ТП, г 1744 — 1772 10 19 16,1 —
тп,5 ГК 2262 - 2290 9 23 23,5 114,7
тп22 ГК 2638 - 2654 105 20 24,9 150
ю2 ГК 3220 - 3300 6 18 32,1 150
Утреннее НГК ПК, г 835 - 852 3,4 27 8.4 —
пк14 г 1521-1526 3 20 14,9 —
хм4 г 1595-1614 4,4 21 — —
ТП, г 1650-1700 6,6 22 — —
ТП2 г 1676-1683 5,6 20 — —
ТП3 г 1684-1723 13.5 20 17,2 —
тп4 г 1758-1774 7,6 22,3 — —
тп5 г 1820-1828 4,6 21,3 17,6 —
ТП6 г 1870-1873 7,9 22 18,7 —
ТПа г 1976-1982 2 21 19,5 —
ТП,0 г 2005 - 2015 5 20 19,9 —
ТП„ г 2075 -2102 5 20 20,8 —
ТП?3 г 2202 -222? 2 20 21,9 —
тп,4 г 2141-2176 11,5 21 — —
ТП,6 ГК 2290 - 2298 3,8 21.4 22,3 86,6
тпг6 ГК 2310 -2315 3 20 22,9 105
тп?6 ГК 2357 - 2368 8,4 20 23,4 92,1
тп„ ГК 2304 - 2330 7,9 1? 23,2 76,4
тп,„ ГК 2327 — 2414 10,7 19 — —
тп19 ГК 2368 - 2450 9 20 — 81
тп20 ГК 2466-2484 8 20 25 —
тп', ГК 2460 - 2496 • 3 20 25,1 -
тп‘, ГК 2487 -2506 4 20 251 —
тп?“3 ГК 2431-2474 10 20 24,6
тп22 ГК 2477 -2512 4,5 20 24,6 —
тп22 ГК 2533 -2575 — — — —
116
Продолжение табл. 3.1
Месторождение, залежь Тип Характеристика
Глубина, м Эффектив- ная газона- сыщенная толщина, м Порис- тость, % Началь- ное плас- товое давление. МПа Содер- жание конден- сата. г/м3
ТП2т (сев.-зап. купол) ГК 2534 - 2542 6.7 20 22,4 —
тп,3 ГНК 2480 - 2595 7,4 20 — —
ТП.,Э ГНК 2593 - 2595 — — — 65-72
ТГЦ (сев.-зап. купол) ГК 2579 - 2620 7 20 — —
тп31 ГК 2519 - 2529 5 19 — 72
тг4 ГК 2557 - 2589 11.5 20 24,8 -
тп', ГК 2720 -2755 5 20 27,3
тп37 ГК 2690 - 272? 6,5 20 26,5
БГ„ ГК 2941-2951 4 20 30 81
нефтегазоносному комплексу, 5,5 трлн, м3 — к неокомскому, 1 трлн, м3 к
ачимовскому и 0,2 трлн, м3 — к юрскому. Газ сеноманских отложений со-
держит 98 — 99 % метана и рассматривается как энергетическое сырье.
Газы неокомских отложений содержат этан при концентрации 5,3— 10,8 %,
пропан - 2,1-6,9 %, бутаны 0.8-2,6 %, конденсат 32-691 г/м3. Макси-
мальные значения тяжелых газов и конденсата характерны для нефтегазо-
конденсатных залежей Тарасовского, Губкинского, Восточно-Таркосалин-
ского и других месторождений.
Газ ачимовских отложений содержит этана 8,6 %, пропана 3,8 %, бу-
танов 1,7 %, конденсата 269 — 354 г/м3. Основные запасы УВ этого ком-
плекса приурочены к Уренгойскому месторождению на глубинах 3470 —
3640 м. Юрские отложения содержат нефтегазоконденсатные залежи с со-
держанием конденсата 20—1392 г/м3, однако выявленные запасы газа от-
носительно невелики, а продуктивные отложения характеризуются слож-
ным строением.
Разведанность начальных ресурсов газа сеноманского комплекса со-
ставляет 61,4 %, выработанность 28,7 %, неокомского соответственно 43,9 и
8,4 %, в целом по НПТР разведанность 49 %. Выработанность основных
месторождений района составляет: Уренгойское (сеноман) — 44,4 %, Вын-
гапуровское 62,2 %, Медвежье 62,6 %.
В Ямальской нефтегазоносной области разведанные запасы газа по 26
месторождениям оцениваются в 10,4 трлн, м3, из которых наиболее круп-
ные Бованенковское и Харасавейское. Газоносность связана с отложения-
ми сеномана, апта, нижнего мела и юры. Сеноман-аптские залежи на глу-
бинах 1000—2200 м содержат этан — 2,5 —2,7 %, пропан — 0,08 — 0,17 %,
бутаны 0,19 — 0,26 %. В газах неокомских отложений содержание этана со-
ставляет 4—5,3 %, пропана 0,9—1,8 %, бутанов 0,4 —0,9 %, конденсата 26 —
213 г/м3. Газы юрских отложений на глубинах 2500 — 4100 м характеризу-
ются значениями этана 5,5 —5,9 %, пропана 2,0 —2,3 %, бутанов 0,9—1,2 %,
конденсата 44 — 282 г/м3. Состав газа предопределяет направления его ис-
пользования как энергетического или как технологического с выделением
этановых и пропан-бутановых фракций.
В пределах ГыдаНСКОЙ области выявлено 12 месторождений с запасами
1,1 трлн. м3. Газоносность связана с апт-альбскими отложениями, где со-
117
Таблица 3.5
Распределение начальных разведанных запасов газа севера Западной Сибири (ЯНАО)
по крупности и числу месторождений
Интервал запасов, млрд, м3 Число мес- торождений % от об- щих запа- сов Начальные запасы газа, млрд, м3 % от об- щих запа- сов
Ao 1 6 4.8 3 —
1-10 34 27 127 0.3
10-30 13 10,3 275 0.6
30-100 30 23,8 1726 4
100-500 30 23,8 7347 17
Более 500 13 10,3 33817 78,1
Итого учтенных месторожде- ний и запасов 126 100 43295 100
став газа аналогичен ямальским месторождениям. Неокомские отложения
содержат 5 — 5,7 % этана, 1,4 —2,6 % пропана, 0,4 —0,8 % бутанов, 81 —
155 г/м3 конденсата. Освоение месторождений Гыдана намечается после
2010 г.
В целом структура разведанных запасов газа по суше ЯНАО представ-
ляется следующей. Из общего объема 35,5 трлн, м3 запасов газа на глуби-
нах до 1,5 км сосредоточено 24,6 трлн. мэ (68,6 %), в интервалах 1,5 —
3 км —7,6 трлн, м3 (21,8 %) и ниже 3 км —3,3 трлн, м3, или 9,6 %. По ком-
понентному составу метановые (сухие) газы имеют запасы 25,5 трлн, м3
(71,1 %), этансодержащие (технологические) — 10 трлн, м3 или 28,9 % (см.
также табл. 3.5, где представлено распределение начальных запасов по мес-
торождениям) .
Газовые конденсаты месторождений севера Западной Сибири пре-
имущественно метановые. Массовая доля углеводородов конденсатной
фракции при НК —200 °C составляет: метановые 71—80 %, нафтеновые
16 — 22 %, ароматические 4 — 8 %. Физико-химическая характеристика и
фракционный состав конденсата основных месторождений приводятся в
табл. 3.6.
Геолого-геофизическая и ресурсная изученность неоком-сеноманской
части мелового разреза в Надым-Пур-Тазовском районе (НПТР), за исклю-
чением Нижне-Мессояхского и Северо-Тазовского районов, а также Боль-
шехетской, Танловской впадин и Нижне-Пуровского мегапрогиба не остав-
Физико-химическая характеристика и фракционный состав конденсата
Месторождение Плотность, 20 . з р4 , г/см3 Молекуляр- ная масса Вязкость, м/с 106. +20 °C Температура, °C
помут- нения застыва- ния
Уренгойское 0,7475 117 1.12 -25 -55
Ямбургское 0,7668 120 1.17 -15 -32
Ен-Яхинское 0,7727 118 1,21 -18 -40
Сев.-Уренгойское 0,7522 118 1,32 -14 -37
Заполярное 0,7653 119 1.42 -16 -43
В.-Таркосалинское 0,7648 120 1,18 -12 -37
Самбургское 0,7533 118 1,31 -20 -60
Юрхаровское 0,7686 120 1,43 -16 -30
Уренгойское (ачимовская 0,7860 131 1,87 -18 -30
толща)
В.-Уренгойское 0,7532 119 1,24 — 15 -56
Бованенковское (юра) 0,7835 134 1,64 -11 -11
118
ляет надежд на открытие значительных по запасам месторождений и зале-
жей углеводородов (УВ) (более 50 млн. ТУТ), кроме того, в силу высокой
подвижности газа газосодержащие скопления, за редким исключением,
"избегают" зоны впадин, прогибов и моноклиналей. Таким образом, зна-
чительный прирост разведанных и предварительно оцененных запасов газа
(категорий С,— CJ за счет "чистых" открытий в горизонтах валанжина-
альба и особенно в кровле сеномана в междуречье Надым—Таз невоз-
можен.
Остаются относительно малоизученными глубоким бурением ачимов-
ская толща берриаса, юрский продуктивный комплекс в составе васюган-
ской и тюменской свит и доюрские породы.
Слабоизученными остаются также зоны впадин и прогибов северной
половины Ямала, центральные и северные районы Гыдана и совершенно
не изучены глубоким бурением его восточные районы. В этих районах
возможно открытие 3 — 4 крупнейших месторождений (с запасами от 100
до 250 — 300 млрд, м3) и несколько десятков крупных (более 30 млрд, м3),
однако вероятность гигантских открытий крайне низка.
С учетом высокой степени изученности структур и разбуренности
альб-сеноманского комплекса в НПТР предполагается, что неоткрытые ре-
сурсы УВ в его объеме распылены по многим десяткам (возможно, от 100
до 200 — 250) преимущественно небольших средних по запасам скоплений.
Наиболее перспективная часть НПТР по неокомским горизонтам ог-
раничена трендом месторождений Северо-Комсомольское — Юбилейное —
Песцовое — Ямбургское — Хальмерпаютинское — Заполярное — Вос-
точное-Таркосалинское — Тарасовское — Комсомольское. В западном на-
правлении происходит резкая глинизация разреза неокома, в восточном —
опесчанивание (разлинзовывание и исчезновение из разреза зональных и
локальных покрышек), и создаются неблагополучные условия для нефте- и
особенно газонакопления. Во внутренних зонах НПТР возможно открытие
большого числа (вероятно, на уровне первых сотен) разнотипных скопле-
ний УВ, средних, мелких и мельчайших по единичным запасам, значитель-
ная часть которых будет связана с внеструктурными ловушками.
В южных районах Надым-Тазовского междуречья господствующими
типами вновь открываемых УВС будут НГК + ГКН-скопления, также пре-
имущественно небольшие по совокупным запасам (до 30 млн. т условного
Таблица 3.6
Содержание, мае. % НК 10 % 50 % 90 % НК
серы твердых парафинов СМОЛ
0.01 0,31 Отс, 42 73 118 209 280
0,02 0,52 37 76 125 277 296
0,02 0,39 48 80 147 273 305
0,02 0,43 44 74 130 271 328
0,03 0,38 51 78 137 274 340
0,04 0,41 58 83 145 276 343
0,03 0,34 53 81 138 254 320
0,02 0,66 49 78 150 277 324
0.03 0,70 0,1 46 73 182 295 >360
0,02 0,35 Отс. 40 72 143 272 330
0,02 3,82 84 91 185 304
119
топлива ТУТ), в северных районах - ГК + ГКН-скопления, часто с непро-
мышленными по величине, геометрии и добывным возможностям отороч-
ками нефтей "континентального" облика, на арктических полуостровах и
шельфе Карского моря — ГК и Г (в анте на малых глубинах).
Наиболее перспективными для поисков ГК-, ГКН-скоплений в гори-
зонтах АТ являются, по результатам комплексных исследований, Нижне-
Пуровская зона, ограниченная Самбургским, Ен-Яхинским и Северо-
Уренгойским месторождениями, Тазовской губой и нижним течением р.
Пур, и Юбилейно-Ямсовейская. Достаточно перспективны и локальные
зоны с суммарной мощностью песчаников АТ до 50 — 60 м между Уренгой-
ским и Южно-Русским месторождениями.
Восток и северо-восток Ямала обладают средними перспективами га-
зонефтеносности. Здесь ожидаются ГК-скопления, средние и небольшие по
запасам и мелкие нефтяные подгазовые залежи с низкими добывными
возможностями.
Юрский комплекс в НПТР обладает определенными перспективами
выявления преимущественно средних и небольших по величине средне- и
низкодебитных .залежей, главным образом газоконденсатных, а также
смешанного типа — ГКН и НГК. Наибольшие перспективы связываются с
кровельными горизонтами тюменской свиты (1О2и горизонтом Ю,
верхней юры, залегающими под мощными региональными и районными
покрышками. Вниз по разрезу юры перспективы обнаружения сколько-
нибудь значительных скоплений УВ резко снижаются в силу неблагоприят-
ных аккумуляционных и консервационных условий. В подошве юры, где
развиты прослои крупнозернистых песчаников и гравелитов, а также в
коре выветривания и в верхней части доюрских образований (НГЗК), в
особенности когда они представлены трещиноватыми карбонатными по-
родами, ФЕС коллекторов вновь существенно улучшаются, по сравнению
со средними и нижними горизонтами юрской толщи. Здесь ожидаются
преимущественно газоконденсатные скопления, как, например, на Ново-
портовском месторождении. Вопрос о перспективности доюрских
(палеозойских и триасовых) осадочных образований, залегающих на глу-
бинах 3—6 км и более в области геотемператур 100 — 220 °C и преобразо-
ванных до высоких стадий катагенеза (МК4 —АК2) на севере региона,'так
же как и на юге и юго-востоке, где в результате бурения многих десятков
параметрических и поисковых скважин, вскрывших доюрский разрез на
глубину 1 — 1,5 км, промышленных скоплений УВ не обнаружено, остается
пока открытым.
Мировой опыт показывает, что для избежания крупных просчетов
сырьевая база со всем слагающими ее элементами для будущей добычи
должна создаваться с опережением начала разработки на 5—15 лет. Реаль-
ное прогнозирование должно исходить как из величины неоткрытых ре-
сурсов, так и достигнутого уровня и динамики приростов запасов и объе-
мов работ. При этом необходимо учитывать тенденции изменения эффек-
тивности в процессе реализации потенциальных ресурсов.
Главными газодобывающими и перспективно газоносными регионами
Российской Федерации являются Западно- и Восточно-Сибирский, Север-
ный (Республика Коми и восток Архангельской области), Прикаспийский и
Волго-Уральский (Астраханская, Оренбургская й другие административные
области), а также шельфы арктических морей. Последние являются обще-
национальным стратегическим резервом развития поисков, разведки и
120
разработки газосодержащих месторождений в XXI веке. В обозримом бу-
дущем (до 2020 — 2025 гг.) развитие газовой промышленности России на
80 — 85 % будет определяться Западно-Сибирским регионом, выявленными
запасами и предполагаемыми ресурсами свободного газа, конденсата и
нефти северных и арктических районов региона.
Стратегия развития сырьевой базы севера Западной Сибири и пред-
приятий ОАО "Газпром", обеспечивающих основную добычу газа России, в
перспективе будет реализовываться в следующих направлениях:
разведка месторождений и перспективных структур, на которые по-
лучены лицензии ОАО "Газпром";
получение новых лицензий на месторождениях и перспективные
структуры нераспределенного фонда;
создание совместных предприятий с фирмами-владельцами лицензий
на право разработки газовых месторождений.
Геологоразведочными работами в Надым-Пур-Тазовском регионе за
1998 —2030 гг. намечается прирастить около 300 млн. т нефти, 500 млн. т
конденсата и 6,2 трлн, м3 газа, из которых Зтрлн. м3 в сеномане и
3,2 трлн, м3 — в более глубоких горизонтах. Необходимый объем геолого-
разведочных работ при этом должен составить не менее 3,5 млн. м. Поис-
ково-разведочные работы будут проводиться вблизи крупнейших базовых
месторождений — Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Медвежьего,
а также в зоне сочленения НПТР и Гыдана (Тазовский полуостров, Обская
губа).
Геолого-разведочными работами на Ямале можно прирастить 50 млн. т
нефти, 200 млн. т конденсата, 2600 млрд, м3 газа, из которых 950 млрд, м3
метанового и 1650 млрд, м3 этансодержащего в отложениях апта, неокома и
юры. Необходимый объем буровых работ при этом должен составить
около 1700 тыс. м.
Геологоразведочными работами на Гыдане можно прирастить
1200 млрд, м3 запасов газа, 100 млн. т нефти и 100 млн. т конденсата.
Перспективы расширения сырьевой базы предприятия "Уренгойгаз-
пром" связываются:
с доразведкой отложений нижнего мела, ачимовской толщи и юры на
разрабатываемых и неразрабатываемых месторождениях, на которые
предприятием получены лицензии;
с опоискованием перспективных структур, на которые получены
лицензии (Северо-Самбургская, Восточно-Ямсовейская, Южно-Песцовая
и др.);
с доразведкой месторождений из нераспределенного фонда, представ-
ляющих коммерческий интерес;
с проведением поисково-разведочных работ на перспективных струк-
турах в зоне деятельности предприятий.
В качестве стратегической перспективы в 2000 —2030 гг. намечается
выход на правобережье р. Таз в Большехетскую впадину, где выявлен ряд
месторождений и перспективных структур.
Для предприятия "Ямбурггаздобыча" прирост запасов УВ будет осуще-
ствляться за счет следующих направлений:
доразведка сеноманской залежи Ямбургского месторождения в преде-
лах Северо-Анерьяхинского и Восточно-Ямбургского участков;
доразведка глубокозалегагощих залежей нижнего мела Заполярного
месторождения;
121
опоискование глубоких горизонтов ачимовской толщи и юры на от-
лицензированных месторождениях;
геологическое изучение перспективных структур, на которые получе-
ны лицензии;
доразведка месторождений из нераспределенного фонда, которые
представляют коммерческий интерес для ОАО "Газпром" (Семаковское,
Антипаютинское, Тота-Яхинское, Минховское, Находкинское, Геофизиче-
ское, Гыданское, Южно-Мессояхское и др.);
разведка перспективных структур из нераспределенного фонда, пред-
ставляющих коммерческий интерес;
поиски новых месторождений на перспективных, не изученных буре-
нием землях в зоне деятельности предприятия .
Прирост запасов УВ на предприятии "Надымгазпром" будет обуслов-
лен:
доразведкой действующих месторождений Надым-Пурской НГО;
доразведкой неразрабатываемых месторождений Ямала, на которые
получены лицензии;
поиском и разведкой скоплений УВ на перспективных структурах в
ареалах выявленных месторождений (Восточно-Медвежья, Восточно-
Юбилейная и др. в Нерутинской впадине);
получением лицензий и доразведкой хместорождений Ямала из нерас-
пределенного фонда, представляющих коммерческий интерес для предпри-
ятия (Ростовцевское, Малыгинское, Тамбейская группа и др.).
Основной задачей предприятия "Ноябрьскгаздобыча" является компен-
сация падающей добычи на длительно разрабатываемых месторождениях
за счет ввода в разработку Губкинского, Восточно-Таркосалинского, Еты-
Пуровского и других месторождений, поиски и разведка месторождений
жидких УВ, в связи с тем что предприятие находится в зоне действия
крупных нефте- и газоперерабатывающих комплексов. Для выполнения
этой задачи предприятие проводит геологоразведочные работы (ГРР) в пре-
делах лицензионных участков с АООТ "Пурнефтегазгеология" в Кынско-
Часельской зоне, на Промысловом, Фахировском, Ново-Часельском и дру-
гих месторождениях.
Перспективы развития сырьевой базы "Ноябрьскгаздобыча" связыва-
ют с получением лицензий и последующим проведением ГРР в Восточно-
Тзрельской, Хадырьяхинской зонах и на Нертовой и других площадях.
Нефтегазоперспективны здесь юрские отложения.
Западная Сибирь в течение всего рассматриваемого периода будет ос-
новным газодобывающим центром России. В Надым-Пур-Тазовском регио-
не постепенно будет увеличиваться доля добычи этансодержащих газов за
счет увеличения отборов из нижнемеловых отложений Ямбургского место-
рождения, ввода в разработку глубоких горизонтов на Заполярном и Пес-
цовом месторождениях, освоения ачимовской толщи на Уренгойском мес-
торождении. После 2006 г. будут вводиться в разработку месторождения
Ямала: Бованенковское, Харасавейское и др. Для них характерно также
увеличение жирности газа с глубиной. В целом по Западной Сибири доля
этансодержащих газов в суммарной добыче газа составит за 1998 —
2010гг. — 11,5%, за 2016— 2020 ir. увеличится до 22 % и за период 2026 —
2030 гг. составит 30 %. В Западной Сибири за 1998 — 2030гг. существенно
изменится и структура разведанных запасов по компонентному составу. В
настоящее время доля этансодержащих газов в объеме разведанных запа-
122
сов суши ЯНАО составляет 28,3 %, к началу 2031 г. она увеличится до
46,9 %. При этом структура прироста запасов газа за 1998 —2030 гг. следу-
ющая: метановые газы 43 %, этансодержащие газы 57 %.
Возрастание в Западной Сибири доли этансодержащих газов требует
разработки комплекса мер по ускоренному созданию в Западной Сибири
газоперерабатывающих комплексов. Этот фактор непосредственно отра-
зится и на промысловой подготовке газа газоконденсатных залежей — в
промысловую подготовку будут включаться элементы заводской обработки,
кроме того, промысловые процессы должны стать технологически гибки-
ми для возможности адаптации к изменяющимся параметрам углеводород-
ного сырья и учитывающими текущую конъюнктуру рынка.
Основные запасы этансодержащего природного газа России сосредо-
точены в Надым-Пур-Тазовском регионе, где уже в течение многих лет
разрабатываются нижнемеловые (валанжинские) горизонты Уренгойского и
Ямбургского месторождений. Из общего объема добычи этансодержащего
газа, намечаемого в 2001—2030 гг. по России, на долю месторождений
Надым-Пур-Тазовского района будет приходиться до 75 — 85 %. Объем до-
бычи этансодержащего газа на Уренгойском месторождении в ближайшие
годы будет постепенно снижаться, а на Ямбургском месторождении —
возрастать, оставаясь постоянным (20 млрд, м3 в год) в период с 1999
по 2015 г. Ввод в эксплуатацию третьего крупного месторождения этансо-
держащего природного газа — Заполярного намечается к 2005 г.; постоян-
ный отбор газа на этом месторождении в течение длительного периода на-
мечен в объеме 10 млрд. м3/год. Добыча этансодержащего газа на осталь-
ных месторождениях НПТР колеблется в пределах 1 — 5 млрд. м3/год с каж-
дого.
Этансодержащий газ большинства месторождений НПТР будет добы-
ваться из нижнемеловых газоконденсатных залежей, содержащих значи-
тельное количество газового конденсата. Некоторые месторождения явля-
ются газонефтеконденсатными, поэтому наряду с природным газом и газо-
вым конденсатом производится добыча некоторого количества нефти и
нефтяного газа.
Газ ачимовской толщи месторождений Уренгойского и Восточно-
Уренгойского существенно отличается от газа других нижнемеловых зале-
жей прежде всего более высоким содержанием этана и газового конденса-
та (углеводородов С3+в). При сборе и промысловой обработке таких газов
должна учитываться их специфика (высокие давления на устьях скважин,
повышенное содержание парафинов в газе и др.).
Добыча этансодержащего газа в НПТР составит в 2000 г. около
53 млрд, м3, в 2020 г. — 112 млрд, м3, в 2030 г. — 90 млрд, м3, что составляет
9,5, 29 и 47 % соответственно от суммарной добычи природного газа в
этом районе.
Кроме месторождений НПТР в рассматриваемый период планируется
начать разработку месторождений п-ова Ямал, часть из которых является
газонефтеконденсатными.
Этансодержащий газ месторождений п-ова Ямал не рассматривается
пока в качестве сырья газопереработки, однако добываемые в этом регио-
не газовый конденсат и нефть нефтяных оторочек учитываются в общем
балансе производства и переработки жидких углеводородов на нефте- и
конденсатоперерабатывающих заводах.
’ Всего из нижнемеловых залежей месторождений п-ова Ямал (Бованен-
123
коаское, Харасавейское и др.) предполагается добывать до 30 млрд, м3 этан-
содержащего газа в 2015 г. и около 60 млрд, м3 — в 2025 — 2030 гг.
Общая добыча этансодержащего природного газа с месторождений
Западной Сибири (НПТР и Ямальский район) возрастет с 53 млрд, м3 в
2000 г. до 150— 170 млрд. м3, что составит примерно 85 % от добычи этансо-
держащего газа с нефтегазоконденсатных месторождений всех регионов
России.
После 2015 —2017 гг. на севере Западной Сибири начнется освоение
нетрадиционных ресурсов природного газа и жидких УВ, прежде всего в
уплотненных газо- и нефтенасыщенных песчано-алевролитовых горизон-
тах ачимовской толщи, юры, триаса и палеозоя. Геологические ресурсы
газа в низкопроницаемых формациях на глубинах от 3500 — 4000 до 6000 —
7000 м на суше ЯНАО оцениваются в 30 —35 трлн. м3. Только под уникаль-
ными газонефтяными месторождениями — Уренгойским, Ямбургским, За-
полярным, Бованенковским, Медвежьим, Харасавейским и Южно-
Тамбейским нетрадиционные ресурсы газа составляют, по расчетам, 14 —
15 трлн. м3. К 2030 г. добыча газа из низкопроницаемых горизонтов в
ЯНАО может достичь 10—15% от суммарной по региону, а к 2050 г., веро-
ятно, превысит 50 % от суммарной на суше.
Глава 4
РАВНОВЕСИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
С ВОДНОЙ ФАЗОЙ: ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ
И ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О ГАЗОВЫХ ГИДРАТАХ
Газовые гидраты — нестехиометрические соединения, образующиеся при
определенных термобарических условиях из воды (льда, паров воды) и
низкомолекулярных газов (а также летучих органических жидкостей, на-
пример фреонов). По внешнему виду напоминают лед или снег. Характер и
основные Направления современных исследований по газовым гидратам
отражены в недавних обзорных и обобщающих публикациях [14, 31 —
35].
Структура газовых гидратов наглядно может быть представлена как
льдоподобный ажурный каркас из молекул воды, в котором имеются ква-
зисферические полости разных, обычно двух, типов: большие и малые.
Полости имеют достаточно большие размеры. Они могут быть полностью
или частично заполнены молекулами газов (молекулами-"гостями"), причем
степени заполнения полостей определяются особенностями межмолекуляр-
ного взаимодействия и термобарическими условиями. Незаполненные
льдоподобные каркасы нестабильны (т.е. фактически не существуют как
самостоятельные твердые фазы низкого давления), причем при достаточно
высоких температурах (выше -220 — 250 К) эти льдоподобные каркасы
нельзя рассматривать даже как метастабильные (расчеты, проведенные ме-
тодами решеточной динамики, показывают, что, начиная с некоторой тем-
пературы, гидратные каркасы становятся динамически неустойчивыми, т.е.
должны рассматриваться как лабильные). Включение же молекул-"гостей" в
ажурную решетку из молекул воды стабилизирует кристаллическую струк-
туру и приводит к образованию клатратных гидратов. Всего известно семь
типов льдоподобных каркасов из молекул воды, в которых имеются поло-
сти молекулярного размера, но для газовой отрасли интересны, главным
образом, две наиболее распространенные кубические структуры I и II (КС-
I и KC-II, чаще просто говорят о структурах I и П), различающиеся разме-
рами элементарных ячеек, типами и размерами полостей. В последние го-
ды проведены интенсивные структурные и термодинамические исследова-
ния открытой относительно недавно канадскими исследователями гексаго-
нальной газогидратной структуры, по зарубежной терминологии; “Н-
структуры" (сокращение от слова — High), в большие полости этой газо-
гидратной структуры могут помещаться очень крупные молекулы (типа
метилциклогексана). Следует отметить, что в работах отечественных авто-
ров подобная структура была предсказана кристаллохимическим модели-
125
рованием еще в шестидесятые годы, причем н рамках детально разрабо-
танной классификации водных каркасов Ю.А. Дядина используется бо-
лее удачный термин — “гексагональная структура Ш" или сокращенно
гс-ш.
Таким образом, газовые гидраты относятся к так называемым клат-
ратным соединениям или соединениям включения, поскольку молекулы
газов "включены" в полости водного льдоподобного каркаса. Каркас из
молекул воды называют хозяйской подсистемой, а включенные молекулы
газа — гостевой подсистемой. Образуются как индивидуальные газовые
гидраты, которые могут быть описаны общей формулой М пН2О (п —
переменная величина, характеризующая состав гидрата, причем п может
меняться в широких пределах от б до 19 в зависимости от структуры гид-
рата и молекул-“гостей"), так и смешанные гидраты, в состав которых
входят несколько газов-гидратообразователей. Основные компоненты при-
родного газа СН4, С2Н6, С3На, i = C4Hl0, СО2, N2. H2S и инертные газы Аг,
Кг, Хе образуют как индивидуальные, так и смешанные гидраты. Тогда как
п-С4Н10, с-С5Н10, а также некоторые жидкие углеводороды с более круп-
ными молекулами (метилциклогексан и др.) могут образовывать только
смешанные гидраты. На физико-химических причинах этих структурных
закономерностей мы здесь не останавливаемся, а некоторые интересные
подробности можно найти в монографии [14]. Природные газы (т.е. мно-
гокомпонентные газовые смеси по большей части с преобладанием метана)
образуют как гидраты кубической структуры I (это характерно для сено-
манских газов Западной Сибири), так и структуры II (природные газы
газоконденсатных месторождений, не содержащие значительное количест-
во кислых компонентов). В 1 м3 газового гидрата может удерживаться
до 164 м3 газа. Газовые гидраты метана и природных газов горят на возду-
хе.
Различают техногенные и природные газовые гидраты [32].
Техногенные гидраты могут образовываться в системах добычи газа: в
призабойной зоне, в стволах скважин, в шлейфах и внутрипромысловых
коллекторах, в системах промысловой и заводской подготовки газа, а'
также в магистральных газотранспортных системах. В технологических
процессах добычи и транспортировки природного газа твердые газогидра-
ты выступают как нежелательное явление, в связи с этим детально разра-
ботаны и продолжают совершенствоваться методы предупреждения и лик-
видации гидратов.
Природные газовые гидраты могут образовывать скопления (вплоть до
формирования газогидратных залежей как на суше, так и под дном мо-
рей), возможно, имеющих в перспективе промышленное значение, а также
находиться в рассеянном состоянии. Природные газовые гидраты в ряде
случаев рассматриваются и как серьезное осложняющее обстоятельство,
приводящее к технологическим осложнениям при бурении и эксплуатации
скважин на нефть и газ, при сооружении плавучих платформ и т.п. Недав-
но обнаружен новый тип рассеянных газогидратов в зоне многолетнемерз-
лых пород, так называемые реликтовые газовые гидраты [14], находящие-
ся вне современной зоны термодинамической стабильности газовых гидра-
тов и сохраняющиеся во льду в метастабильном термодинамическом состо-
янии. Существование метастабильных (реликтовых) газовых гидратов в
природных условиях было обосновано во ВНИИГазе благодаря обнару-
женной экспериментально возможности длительного сохранения без явных
126
признаков разложения массивных образцов газового гидрата метана при
температурах ниже ( — 2) — ( — 3) °C и атмосферном давлении (разумеется,
при соблюдении условия отсутствия сублимации влаги с поверхности об-
разца). Такая особенность газовых гидратов названа "эффектом самокон-
сервации", поскольку при снятии внешнего давления газовый гидрат по-
крывается тонким слоем льда, предохраняющего его от дальнейшего по-
верхностного разложения, тем самым гидрат как бы самоконсервируется.
Ряд газопроявлений в зоне ММП (а это явление характерно для Ямбургско-
го и Бованенковского месторождений) может быть с большой степенью
вероятности связан именно с разложением реликтовых газогидратов при
техногенном воздействии. Следовательно, диагностика рассеянных газовых
гидратов, "запечатанных" в ММП, представляет существенный интерес с
точки зрения сооружения и эксплуатации газовых скважин на перспектив-
ных месторождениях Западной Сибири и п-ова Ямал.
Общеизвестно, что российским исследователям принадлежит приори-
тет как в постановке проблемы природных газовых гидратов, так и в раз-
работке основ методологии поисков и разведки газогидратных залежей
промышленного значения. Здесь стоит напомнить гипотезу выдающегося
российского ученого проф. Н.И. Стрижова (1946 г.) о принципиальной
возможности существования газогидратных месторождений на севере Рос-
сии в зоне распространения многолетнемерзлых пород, а также о много-
летних исследованиях этой проблемы в 70 — 80-х гг. научными школами
академиков РАН Н.В. Черского и А.А. Трофимука. В результате геологичес-
ких исследований газогидратов в России, которые ведутся с конца 60-х
годов, установлено, что мощность зоны термодинамической стабильности
гидратов (ЗСГ) на территории России достигает 1500 м, а глубина залегания
колеблется от 200 до 2000 м. Промышленные скопления газовых гидратов
могут быть обнаружены в северных регионах, где толщина слоя ММП
превышает 300 м.
На севере Тюменской области и Красноярского края имеется ряд от-
крытых газовых месторождений с термобарическим режимом, весьма
близким к газогидратному (некоторые из них могут быть отнесены к так
называемым "предгидратным" и "газ-газогидратным" месторождениям).
Упомянем здесь лишь о наиболее известном — Мессояхском газовом мес-
торождении на севере Красноярского края, термобарические условия ко-
торого на момент начала разработки практически совпадали с условиями
трехфазного равновесия "метан —вода —газовый гидрат кубической струк-
туры I". Это обстоятельство, а также ряд других косвенных признаков
(например, вариации содержания гелия в пластовом газе как некий инфор-
мативный признак гидратоносности) позволили говорить о возможности
существования гидратосодержащих слоев прежде всего в верхнем продук-
тивном горизонте Мессояхского месторождения. Подобные признаки газо-
гидратных отложений были отмечены также и на ряде газовых месторож-
дений Канады и Аляски. В настоящее время в теоретическом плане имеется
ряд перспективных предложений по методике поиска и разведки газогид-
ратных месторождений на суше (при традиционных методах разведки га-
зовых месторождений газогидратные залежи легко могут быть и во многих
случаях, несомненно, были "пропущены", поскольку необходима специ-
альная методика их разведки, учитывающая особенности притока газа из
газогидратных залежей). Таким образом, проблема оценки ресурсов газа в
газогидратных месторождениях на суше, несмотря на значительные интел-
127
лектуальные усилия, остается все еще недостаточно разработанной, тогда
как ее актуальность постепенно возрастает в связи с перспективами реаль-
ного освоения нетрадиционных источников газа в первой половине
XXI века.
В то же время морские исследования гидратосодержащих отложений
как в России, так и за рубежом проводились значительно более интенсив-
но вследствие того, что гидратосодержащие интервалы достаточно четко
выделяются на лентах сейсмозаписи (имеется ряд особенностей отражения
сигнала от подошвы газогидратных отложений, которые визуально легко
выделяются на сейсмограммах — прежде всего, это так называемые псев-
додонные отражения — BSR). Более того, при подъеме керна донных от-
ложений были неоднократно обнаружены и исследованы природные газо-
вые гидраты. Приоритет в открытии субмаринных газовых гидратов при-
надлежит специалистам ВНИИГаза. В России экспедиции в Черное, Кас-
пийское и Охотское моря позволили не только выявить, но и оконтурить
ряд газогидратных месторождений, расположенных на глубинах под дном
моря до 500 м с оценочными ресурсами от нескольких миллиардов до не-
скольких триллионов кубических метров.
Интересно отметить, что в 1987 г. гидратосодержащие породы в Охот-
ском море наблюдали визуально даже с подводных обитаемых аппаратов.
Комплекс геофизических признаков явно указывает на возможное присут-
ствие газогидратов в морских отложениях над Штокмановским газокон-
денсатным месторождением в Баренцевом море. Это обстоятельство может
резко осложнить предстоящее освоение уникального месторождения. Од-
нако в настоящее время морские исследования газовых гидратов в России
практически свернуты из-за отсутствия источников финансирования. Ис-
следования иногда проводятся на средства зарубежных фондов. В качестве
последнего "горячего" научного факта (весна и лето 1997 г.) отметим обна-
ружение газовых гидратов в донных отложениях озера Байкал
(сопутствующий результат в рамках научной программы СО РАН и Японии
по экологическим проблемам озера Байкал, полученный при финансовой
поддержке японской стороны). В частности, рентгеноструктурными иссле-
дованиями получено прямое подтверждение эффекта самоконсервации га-
зогидратов. Подробный обзор степени изученности морских газогидратов
в мире выполнен в недавно опубликованной монографии [35].
В связи с обсуждением исследований морских гидратов необходимо
подчеркнуть, что в последнее время ряд промышленно развитых азиатских
стран (вначале Япония и совсем недавно Южная Корея и Индия) открыли
финансирование национальных программ по изучению возможностей до-
бычи газа из собственных нетрадиционных источников, прежде всего имея
в виду оценки ресурсов газа в газогидратном состоянии в морских аквато-
риях. В Японской национальной газогидратной программе предусматрива-
ется бурение двух специальных скважин по исследованию гидратных от-
ложений и отработка некоторых элементов технологии добыча газогид-
ратного газа (сооружение одной экспериментальной скважины запланиро-
вано на суше в Канаде в 1998 г., а второй — на шельфе близ Японских
островов в 1999 г.). Свою национальную программу по изучению газогидра-
тоносности Черного моря с целью перспектив газоносности имеет и рес-
публика Украина.
Что касается исследований природных газовых гидратов в системе
ОАО "Газпром", то в последнее десятилетие они проводились главным об-
128
разом для выяснения причин заколонных газовых выбросов при бурении и
эксплуатации газовых скважин в криолитозоне. Так, в 1987 г. рассеянные
газовые гидраты были обнаружены в мерзлом керне ненарушенного сло-
жения, извлеченного на Ямбургском ГКМ в районе УКПГ-2 (организация
данного комплекса работ и последующие исследования кернов проведены
во ВНИИГазе). Недавно подобные исследования мерзлых кернов Бованен-
ковского месторождения также указали на наличие рассеянных газовых
гидратов. Анализ промысловых данных по газопроявлениям и исследования
мерзлых кернов послужили основой для разработанных во ВНИИГазе в
1989 г. методических рекомендаций по строительству и эксплуатации газо-
вых скважин при наличии в разрезе гидратосодержащих пород. В даль-
нейшем при получении и анализе дополнительной информации по газо-
проявлениям на месторождениях п-ова Ямал эти работы будут продолже-
ны. При рассмотрении проблемы рассеянных гидратов принципиально
важным представляется учитывать возможность их длительного (в геологи-
ческом масштабе времен несколько тысяч и даже десятков тысяч лет) су-
ществования в метастабильном состоянии из-за наличия эффекта самокон-
сервации газовых гидратов. В связи с такой возможностью во ВНИИГазе
были предложены геологические механизмы образования и консервации
природных газогидратов (которые в настоящее время уточняются и кон-
кретизируются) . Следует отметить, что скопления реликтовых газогидратов
были обнаружены и на Северо-Американском континенте. Большое прак-
тическое значение могут в дальнейшем получить проводимые в последнее
время во ВНИИГазе в содружестве с геологическим факультетом МГУ ла-
бораторные исследования механизмов гидратонакопления в реальных дис-
персных средах. Конечая цель этих исследований — построение более ре-
алистических моделей газогидратонакопления в различных геологических
условиях и создание предпосылок для разработки и конкретизации техно-
логий освоения газогидратных залежей.
Таким образом, в последние годы вновь заметно усилился интерес к
проблеме газовых гидратов. Наметившийся очередной рост активности ис-
следований в этой области объясняется следующими основными фактора-
ми [34]:
началом повсеместного освоения месторождений, расположенных в
сложных природных условиях (глубоководный шельф, полярные регионы),
где проблема газогидратов резко обостряется;
стремлением сократить эксплуатационные затраты на предупреждение
гидратообразования в газопромысловых системах за счет использования
новых энерго- и ресурсосберегающих технологий;
активизацией поисков альтернативных источников углеводородного
сырья (газовые гидраты относят к так называемым источникам углеводо-
родов, реальное практическое освоение которых может начаться уже в
первой декаде XXI века);
и не в последнюю очередь познавательным аспектом, так как газовые
гидраты в природных условиях являются интересным геологическим явле-
нием, причем закономерности их образования и разложения в земной
коре могут иметь общетеоретическое (фундаментальное) значение для гео-
логической науки в целом.
5 — 830
129
4.2. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РАСЧЕТА
ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ В СИСТЕМАХ
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - ЛЕД - ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ -
ВОДНЫЕ РАСТВОРЫ ИНГИБИТОРОВ
Прежде всего дадим классификацию двух- и трехфазных равновесий при-
родного газа с водными системами, обсудив более подробно наиболее ин-
тересные типы фазовых равновесий и методы их расчета.
Двухфазные равновесия
1. Природный газ - вода.
2. Природный газ - водный раствор ингибиторов и/или осушителей
(метанол, гликоли и др.).
Равновесия по пп. 1 и 2 представляют интерес при описании процес-
сов промысловой обработки газа и в пластовых условиях. Анализ равнове-
сия "природный газ— переохлажденная вода” весьма существен при опре-
делении точки росы газа по влаге с использованием влагомеров конденса-
ционного типа (что отмечалось в гл. 1).
3. Природный газ - лед. Это равновесие интересно при анализе воз-
можности выделения льда в арктических газопроводах при недостаточной
степени осушки газа.
4. Природный газ - газовые гидраты (кубических структур I и II).
Такое равновесие интересно с точки зрения осаждения гидратов на холод-
ных стенках промысловых коммуникаций непосредственно из недоосу-
шенного природного газа (содержащего водяные пары). Другой интерес-
ный пример — проект газопровода высокого давления по дну Черного мо-
ря: здесь резко различаются между собой точки росы по воде и по газо-
вому гидрату, что при традиционном подходе приводит к недооценке
опасности процесса отложения гидратов из (недостаточно) осушенного
газа.
5. Растворенный в воде газ - газовые гидраты (КС-I или КС-П) пред-
ставляет интерес при анализе потенциально возможных механизмов гидра-
тообразования и гидратонакопления в природных условиях из растворен-
ного в пластовых водах газа.
6. Лед — газовые гидраты. Равновесие представляет интерес при ана-
лизе реликтовых газовых гидратов в толще ММП (наличие гидратов в зоне
ММП осложняет работу эксплуатационных скважин на северных газовых
и газоконденсатных месторождениях и проектируемых к разработке арк-
тических морских месторождениях). Кроме того, при отсутствии свобод-
ного газа подобное равновесие может реализовываться в толще леднико-
вых покровов Земли и в ядрах ледяных комет.
7. Газовые гидраты структуры I - газовые гидраты структуры II.
8. Водный раствор газа - лед. На сегодняшний день двухфазные рав-
новесия по пп. 7 и 8 представляют сугубо теоретический интерес.
9. Жидкий (сжиженный) гидратообразователь - гидрат (КС-I или
КС-П). Равновесие по п. 9 необходимо учитывать при транспорте жидких
углеводородов (нестабильного конденсата, ШФЛУ) из-за наличия раство-
ренной воды в углеводородной фазе.
130
Трехфазные равновесия
1. Природный газ - вода (с растворенным газом либо водный раствор
ингибитора) - газовые гидраты (I или П). Это основной тип фазового
равновесия VLH, определяющий так называемую “кривую гидратообразо-
вания", которая отделяет на фазовой диаграмме область существования
газогидратной фазы в системах внутрипромыслового сбора и промысловой
подготовки газа. Информация относительно этого равновесия постоянно
используется в технологических расчетах процессов предупреждения и
ликвидации газогидратов в системах добычи газа.
2. Природный газ - лед - газовые гидраты (I или П). Данное равно-
весие VIH представляет существенный геологический интерес при наличии
газовой и газогидратной компонент в многолетне мерзлых породах (ММП).
3. Природный газ - водный раствор ингибитора — газовые гидраты I
или П. Необходимость анализа этого равновесия возникает при расчетах
расхода термодинамических ингибиторов гидратообразования с целью
обоснования тех или иных решений по сокращению эксплуатационных
затрат на предупреждение гидратообразования.
4. Природный газ - гидраты структуры I - гидраты структуры II.
Данное равновесие представляет определенный методический интерес. По-
добные структурные переходы могут оказаться характерными для природ-
ных газов газоконденсатных месторождений со значительным количеством
кислых компонентов (например, для астраханского газа).
5. Сжиженный газ (нестабильный конденсат, ШФЛУ) - вода (водный
раствор ингибитора) - газовые гидраты (I или II). Это равновесие часто
реализуется при транспорте сжиженных углеводородных систем
(нестабильного конденсата и ШФЛУ).
6. Сжиженный газ — лед — газовые гидраты (I или II). То же самое,
что и по п. 5, но при температурах ниже О °C.
Разумеется, возможны и более сложные типы фазовых равновесий,
например, появление в промысловых системах помимо газогидратной еще
одной твердой фазы — парафинов. Однако на обсуждении подобных бо-
лее сложных равновесий мы не останавливаемся, поскольку появление па-
рафиногидратных отложений в промысловых системах характерно глав-
ным образом для нефтегазовых месторождений. В перспективе проблема
парафиногидратных отложений становится актуальной в северных услови-
ях и для газоконденсатных месторождений, например, при вводе в про-
мышленную эксплуатацию ачимовских отложений на Уренгойском место-
рождении. Современные методы расчета равновесий углеводородных сис-
тем с парафинообразованием активно развиваются в последние годы в
ИПНГ в работах О.Ю. Баталина с соавторами [36].
Из вышеуказанного списка равновесий природного газа с водными
фазами мы остановимся ниже только на тех равновесиях, которые наибо-
лее интересны с точки зрения проектирования и эксплуатации систем сбо-
ра и промысловой обработки природного газа северных месторождений.
Прежде всего имеются в виду трехфазные равновесия "газ" — жидкая вод-
ная фаза — газовые гидраты", а также двухфазные равновесия, характери-
зующие возможность выделения (конденсации) из недоосушенного газа
воды, льда и газовых гидратов при охлаждении газового потока.
Для расчета указанных двух- и трехфазных равновесий "природные
газы — водные фазы" разрабатываются и постоянно совершенствуются
5'
131
термодинамические методы расчета. Для описания таких равновесий необ-
ходимо выбрать подходящие термодинамические модели каждой из сосу-
ществующих фаз — водной (вода, водный раствор ингибитора, лед, газо-
вые гидраты), газовой (многокомпонентная смесь углеводородных газов с
примесями неуглеводородных газов) и углеводородного конденсата. Следует
отметить, что в последние десятилетия фазовые равновесия "газ — жидкие
углеводороды" в природных флюидальных системах обычно рассчитывают
с использованием уравнений состояния смесей, описывающих одновремен-
но и жидкую и газообразную углеводородные фазы. Причем наиболее по-
пулярными являются кубические уравнения состояния в силу их относи-
тельной простоты, возможностей оперативных расчетов на персональных
компьютерах и при этом достаточной для практических целей точностью.
Подобный подход, разумеется, можно реализовать и при включении в рас-
смотрение жидкой водной фазы, хотя в общем это сопровождается неко-
торой дополнительной потерей точности расчета. Довольно эффективный
вариант такого подхода развит во ВНИИГазе (С.Д. Барсук с авторами). Он
основан на использовании кубического уравнения состояния типа Патела —
Тея, пригодно для описания углеводородных систем с полярными компо-
нентами (соответствующая параметризация позволяет описывать равнове-
сия трех фаз: газовой, жидкой углеводородной и жидкой водной). В то же
время для описания газового гидрата традиционно используется своя тер-
модинамическая модель — модель клатратного раствора (эта модель суще-
ственно отличается от термодинамических моделей жидких растворов).
При переходе к рассмотрению наряду с парожидкостными и газогид-
ратных равновесий проявляется существенный недостаток указанных ме-
тодов расчета, состоящий в том, что параметры кубического уравнения
состояния оптимизируются под парожидкостное равновесие: при этом в
летучесть компонентов газовой и жидких фаз вносится заметная система-
тическая погрешность. Это связано с тем, что параметры уравнения состо-
яния оптимизируются под соблюдение равенства летучестей двух сосущест-
вующих фаз, но значения летучестей компонентов каждой из фаз могут
быть значительно "смещены" от истинных значений. Таким образом, ис-
пользование традиционных кубических уравнений состояния
(оптимизированных под па рожидкостное равновесие) в расчетах летучестей
компонентов газовой фазы приводит к некоторой потере точности при
переходе к рассмотрению других, в том числе и гидратных равновесий.
Этот негативный эффект наиболее ярко проявляется для двухфазных рав-
новесий "природный газ —газовый гидрат". В этой связи В.А. Истоминым и
В.Г. Квоном [37] была предпринята попытка "раздельного" моделирования
каждой из существующих фаз без использования термодинамической мо-
дели (уравнения состояний), пригодной одновременно для описания двух
или трех фаз. Имеется в виду построение для каждой из интересующих
фаз (водной, водного раствора ингибитора, льда, газовых гидратов, газовой
и жидкой углеводородной) своей термодинамической модели. Цель такого
раздельного моделирования — повысить точность описания равновесий
углеводородной фазы со всеми водными фазами (включая и гидратную фа-
зу) в практически интересной области термобарических параметров. При
этом рассматривалась возможность сохранения для описания газовой фазы
кубического уравнения состояния. Разумеется, подобный подход помимо
потенциальных достоинств имеет и определенные недостатки, например,
методики расчета становятся более громоздкими, а также наблюдается
132
Таблица 1.1
Критические параметры веществ (рекомендуемые Госстандартом России,
1986—ЮТО, а также справочником “Свойства газов и жидкостей". 1982, 1987)
Вещество Химичес- кая фор- мула Молеку- лярная масса Крити- ческая темпера- тура Т«р, К Крити- ческое давление р,„ МПа Критиче- ский объем V , см3/моль Крити- ческая сжима- емость Ацентри- ческий фактор Питцера со
1. Метан сн4 16,043 190.66 4,61 99,6 0,290 0,011
2. Этан с2н6 30,070 305.33 4,87 147 0,282 0,099
3. Пропан С3Н„ 44,097 369,85 4,25 200 0,276 0,153
4. Изобутан 58,124 407,84 3,63 258 0.276 0,183
5. Бутан п-С4Н10 58,124 425,16 3,80 255 0,274 0,199
6. Изопен- тан (2-ме- тилбутан) >--с5н12 72,151 460,39 3,38 306 0,270 0,227
7. Пентан п-С,Н,, 72,151 469,80 3,38 312 0,270 0,251
8. Гексан п-С6Н,4 86,178 507,85 3,06 369 0,267 0,299
9. Гептан n-С, Н,6 100,20 540.28 2,74 428 0,261 0,349
10. Октан п-С8Н |8 114,23 568.80 2,50 486 0,257 0,398
11. Нонан 128,26 593,60 2,29 545 0,253 0,445
12. Декан 142,29 617,50 2,10 603 0,247 0,489
13. Азот n2 28,013 126,20 3,40 89,5 0,290 0,039
14. Диоксид углерода со2 44,010 304,13 7,37 94,1 0,274 0,239
15. Серо- HjS 34,080 373,2 8,9 98,5 0,284 0,097
водород 16. Вода Н2О 18,015 647,07 22,05 55,8 0,230 0,300
17. Метанол СН3ОН 32,042 513.15 7,96 117.8 0,220 0,556
18. Диэти- ленгликоль (ДЭГ) С4Н,0О3 106,122 681,0 4,66 316 0,260 0,300
П римечание, Универсальная газовая постоянная принята равной R = 8,31441 Дж/
(моль • К).
ухудшение описания равновесий в околокритической области (однако эта
область термобарических параметров обычно не представляет значительно-
го интереса для промысловой и заводской обработки природного и нефтя-
ного газов).
В обсуждаемой ниже методике расчета фазовых равновесий [37] рас-
сматривается многокомпонентная углеводородная система, состоящая из 18
основных компонентов: 12 углеводородов (С, —С10, изобутан, изопентан),
азота, диоксида углерода, сероводорода, воды, метанола, ДЭГа. Критичес-
кие параметры этих веществ представлены в табл. 4.1. Диапазоны давлений
и температур, для которых применимы предлагаемые ниже следующие
термодинамические модели:
по давлению — до 15 — 20 МПа;
по температуре —230 — 400 К.
Таким образом, несколько перекрывается диапазон термобарических
условий, характерных для промысловой обработки природных газов.
Рассмотрим подробнее применяемые термодинамические модели для
каждой из интересующих фаз.
Уравнение состояния газовой фазы
В работе [37] была поставлена задача разработки сравнительно простого
уравнения состояния, с использованием которого можно с достаточно вы-
сокой точностью (порядка 1—2 %] рассчитывать летучести компонентов
углеводородсодержащей газовой смеси (как максимум, 18-компонентной
133
смеси, включающей и полярные компоненты - воду, метанол, диэтилен-
гликоль, см. табл. 4.1). При этом не ставится цель описать подобным урав-
нением состояния одновременно и жидкую углеводородную фазу. Напри-
мер, весьма популярное в России кубическое уравнение состояния Пенга —
Робинсона, калиброванное именно под описание парожидкостного равно-
весия легких углеводородных смесей, приводит к заметным систематичес-
ким погрешностям в летучестях компонентов газовой фазы, даже для чис-
тых веществ, не говоря уже о летучести компонентов природной газовой
смеси (см. ниже). В этой связи при термодинамическом описании фазовых
равновесий с жидкой неуглеводородной фазой (имеются в виду водные
растворы ингибиторов гидратов и осушителей), а также для газогидратных
равновесий представляется более целесообразным использовать уравнение
состояния газовой фазы, коэффициенты которого калибруются независи-
мо от экспериментальных данных по равновесию "углеводородная жид-
кость — газовая фаза". Такое уравнение состояния газовой смеси должно
прежде всего корректно описывать летучести компонентов этой смеси и,
по возможности, коэффициент сжимаемости и энтальпийские характерис-
тики. При этом желательно не усложнять существенно структуру уравне-
ния состояния и использовать класс кубических уравнений состояния как
наиболее удобных при практических расчетах.
Учитывая эти качественные соображения, было выбрано кубическое
уравнение состояния, по внешнему виду совпадающее с уравнением состо-
яния Редлиха — Квонга. Отличительная особенность развиваемого подхода
состоит в специфической параметризации уравнения состояния этого типа
при выполнении следующих двух основных требований:
1. Максимально уделить внимание точности описания вторых вири-
альных коэффициентов — как чистых, так и смешанных.
2. Настраивать дополнительные параметры уравнения состояния под
экспериментальные данные по коэффициентам сжимаемости чистых газов
и газовых смесей вплоть до давлений 15—17 МПа.
Одновременное выполнение требований 1 и 2 при подборе параметров
кубического уравнения состояния принципиально обеспечивает хорошее
описание летучестей компонентов газовой смеси при давлениях до 12 — 15
МПа (что вполне достаточно для целей промысловой подготовки газа) с
некоторым ухудшением описания при низких температурах (ниже 250 К),
а также при давлениях свыше 20 МПа. Такое заключение до некоторой
степени следует уже из качественного анализа термодинамических формул
для летучестей и практически подтверждается полученными численными
результатами. В то же время для полноты реализации требования 2 в рам-
ках использованной структуры уравнения состояния "отталкивательный"
параметр уравнения состояния пришлось принять зависящим от темпера-
туры, а также ввести дополнительные параметры "перекрестного" взаимо-
действия Cjj (также зависящие от температуры).
При реализации данного подхода оказалось целесообразным
"закладывать" непосредственно в структуру уравнения состояния имеющи-
еся экспериментальные данные (в виде эмпирических зависимостей) по
вторым вириальным коэффициентам. А при их отсутствии (либо ненадеж-
ности) использовать наиболее обоснованные корреляции для вторых вири-
альных коэффициентов, а в последнем случае допускать возможность ва-
рьирования вторых вириальных коэффициентов (с целью улучшения опи-
сания летучестей и сжимаемостей), но в очень узких пределах (только в
134
пределах "экспериментальной" погрешности этих величин: 1—3 % для чис-
тых коэффициентов и 3 — 5 % для смешанных). Практически это и обеспе-
чило при низких давлениях (до 5 — 7 МПа) описание уравнением состояния
летучестей компонентов газовой смеси с очень высокой точностью
(погрешность — доли %). Настройка же дополнительных параметров урав-
нения состояния обеспечила вполне корректное описание летучестей
компонентов газовой смеси вплоть до давлений 15—17 МПа (иногда и
выше).
Модифицированное уравнение состояния газовой фазы для чистого
компонента имеет вид
р = RT/[V-V0) + (B-V0}RT/V(V+V0). (4.1)
В уравнении состояния (4.1) "отталкивательный" параметр Уо зависит
от температуры, тогда как параметр В = В(Т) — экспериментальный вто-
рой вириальный коэффициент. Если же положить B—V0 = a, Va = b, то при-
ходим к обычной записи уравнения состояния Редлиха — Квонга. Но в тра-
диционной записи уравнения Редлиха —Квонга b не зависит от Т, тогда как
коэффициент а является функцией температуры (причем разные модифи-
кации уравнения Редлиха — Квонга используют различные зависимости для
коэффициента а). Часто коэффициент а подбирают из условия, чтобы
уравнение (4.1) удовлетворительно описывало давление насыщенного
пара чистого компонента с погрешностью не более нескольких процен-
тов.
При подобной традиционной параметризации уравнения Редлиха —
Квонга второй вириальный коэффициент в среднем определяется с точнос-
тью 5-10 % для чистых веществ (смешанный второй коэффициент описы-
вается с несколько большей погрешностью). Это негативное обстоятельст-
во и обеспечивает заметные систематические погрешности и в коэффици-
енте сжимаемости, и в летучестях компонентов газовой фазы при низких
и умеренных давлениях.
Таким образом, в уравнении (4.1) параметр В = В(Т] задан нами как
экспериментальный второй вириальный коэффициент (в виде эмпиричес-
ких зависимостей). Для выбора наиболее точных зависимостей проводился
анализ имеющихся в литературе корреляций вторых вириальных коэффи-
циентов. Анализировались эмпирические зависимости Даймонда — Смита,
Баркана, а также Даймонда для индивидуальных углеводородов. Что касает-
ся обобщенных корреляций второго вириального коэффициента, то наи-
более приемлемой оказалась зависимость Цонопулоса (1974 г.) и последу-
ющие ее модификации для вторых смешанных вириальных коэффициен-
тов.
Для параметра Vo, зависящего в нашей схеме параметризации от тем-
пературы, были подобраны соответствующие зависимости для всех 18
компонентов. Настройка Vo проводилась таким образом, чтобы обеспечить
максимально возможную точность коэффициента сжимаемости.
Подобный подход применен и при разработке уравнения состояния
газовой фазы для многокомпонентной газовой смеси. Уравнение состояния
для газовой смеси выглядит следующим образом:
р = ЯТ/(У-У0си) + (Вси-У0см)ет/Усм(Усм+УОсм), (4.2)
где VOcK — отталкивательный параметр .адя газовой смеси; Всм второй
вириальный коэффициент.
135
Для второго вириального коэффициента газовой смеси Всм имеет мес-
то строгое соотношение:
вС1Л = 1у,у2«,г ХУ1 = 1.
/./ = 1 г-1
где у; — молярная доля i'-го компонента в газовой фазе; В^— второй ви-
риальный смешанный коэффициент (для взаимодействия i-молекулы с
7'-молекулой). Для величины VOcu строгого соотношения не имеется, но по
аналогии с имеющимися в литературе правилами смешения для уравнений
состояния естественно использовать следующее соотношение:
^c„Sy,y2V0 ,,, Vo ,у =((Ч , + V0j.)/2)(l+Q,};
К) n - v0 „ c,, 0. C„ = C:j[T}.
где C,( — "подгоночные" коэффициенты бинарного" взаимодействия, вооб-
ще говоря, являющиеся функцией температуры.
Таким образом, по сравнению с чистым компонентом, в уравнение
состояния многокомпонентной газовой смеси вводятся новые величины:
и С,7 при i * j.
смешанных вириальных коэффициентов В,( нами проведен анализ
практически всех имеющихся экспериментальных данных и получены
18 17/2 = 153 эмпирические зависимости. Коэффициенты “бинарного”
взаимодействия С1у настраивались по данным сжимаемости для бинарных
газовых смесей.
Как оказалось, уравнения состояния (4.1) и (4.2) удовлетворительно
описывают коэффициент сжимаемости для чистого компонента (пог-
решность в пределах 0,2 —0,7 %) и вполне удовлетворительно для газовых
смесей (до 0,5 —1,0 %). В то же время погрешность описания коэффициен-
та сжимаемости для типичных газов газоконденсатных месторождений в
характерных условиях промысловой обработки газа составляет всего
-0,2 —0,3 %. В качестве примера приведем (табл. 4.2) сравнение расчетных
значений коэффициента сжимаемости для трехкомпонентной смеси с со-
временными высокоточными экспериментальными данными Стенби и
Моллерапа. Погрешность расчета не превышает 0,3 —0,4 %. В табл. 4.3 дано
сравнение расчетных и табличных значений коэффициента сжимаемости
для многокомпонентной газовой смеси (природного газа “стандартного"
состава). Здесь отклонения от стандартизированных величин коэффициен-
та сжимаемости еще меньшие (однако это обусловлено близостью состава
газа к чисто метановому). Благодаря вполне приемлемой точности описания
коэффициента сжимаемости заведомо обеспечивается повышенная точ-
ность описания летучестей компонентов газовой смеси. Например, в срав-
нении с часто используемым в России кубическим уравнением состояния
Пенга — Робинсона достигнуто более чем 10-кратное уменьшение погреш-
ности в расчете фугитивности чистого метана (см. табл. 4.4, где наглядно
показана 5 — 6 %-ная систематическая погрешность уравнения Пенга —
Робинсона при умеренных давлениях). Аналогичная ситуация имеет место и
для природных газовых смесей типичных газоконденсатных месторожде-
ний
136
Таблица 4.2
Сравнение расчетных
и экспериментальных значений
коэффициентов сжимаемости
для тройной смеси 62,65 мол. % СН4+
+25,26 мол. % С2Нб+12,09 мол. % N2
Давление, МПа Коэффициенты сжимаемости
Сглаженные эксперимен- тальные данные Стенби и Мол- лерапа, 1991 г. Расчет по мо- дифицирован- ному уравне- нию состояния (4.2)
Температура 275 К
1 0,96595 0,9656
25 0,91369 0,9129
5 0,82462 0.8235
6 0,78927 0,7881
7 0,75506 0,7538
8 0,72307 0,7218
9 0,69462 0,6933
10 0,67101 0,6698
12,5 0,63729 0,6379
15 0,63438 0.6392
Температура 310 К
1 0,97796 0,9775
25 0,94511 0.9440
5 0,89200 0,8904
6 0,87184 0,8701
7 0,85264 0,8508
8 0,83468 0,8397
9 0,81824 0,8162
10 0,80363 0,8014
12,5 0,77651 0,7736
15 0,76393 0,7603
Температура 345 К
1 0,98563 0,9847
5 093198 0,9274
7 0,90876 0,9023
10 0,80363 0,8014
15 0,84836 0,8446
Таблица 4.3
Сравнение рекомендованных справочных
(таблицы ГСССД 81-841 и расчетных
данных (по модифицированному уравнению
состояния) для коэффициентов сжимаемости
природного газа, состав которого
регламентирован ГОСТ 2319-83: 98,63 мол.%
СН4; 0,12 мол. % С2Нв; 0,02 мол. % CsHB;
0,1 мол. % п-С4Н10; 1,01 мол. % СО2;
0,12 мол. % N2
Давление. МПа Коэффициенты сжимаемости
Рекомендо- ванные справок ные данные Расчет
Температура 250 К
1 0,9675 0.9672
2 0,9346 0,9340
5 0,8337 0,8319
7 0,7663 0.7646
10 0,6795 0,6788
12 0,6454 0,6445
'емпература 270 К
1 0,9748 0,9749
2 0,9499 0,9498
5 0,8764 0.8757
7 0,8299 0,8291
10 0,7697 0,7694
12 0,7412 0,7407
Температура 293,15 К
1 0,9811 0,9814
2 0,9627 0,9631
5 0,9104 0,9105
7 0,8786 0,8785
10 0,8381 0,8378
12 0,8180 0.8172
Температура 320 К
1 0,9864 0,9868
2 0,9733 0,9740
5 0,9374 0,9380
7 0,9165 0,9168
10 0,8906 0,8902
12 0,8778 0,8767
Температура 360 К
1 0,9917 0,9922
2 0,9840 0,9847
5 0,9637 0;9664
7 0,9525 0,9530
10 0.9298 0.9392
12 0,9341 0,9325
137
Таблица 4.4
Сравнение расчетных н экспериментальных значений летучести чистого метана
(источник экспериментальных данных: Термодинамические таблицы И1ОПАК,
Ангус С., Амсгронг Б., Де Реук К.Н., 1976)
1 ; Давление, i МПа 1 1 Летучесть метана, МПа
Таблицы ИЮПАК Расчет по модифициро- ванному уравнению со- стояния (4.2) Расчет по уравнению состояния Пенга — Робинсона
Температура 200 К
1,3789 1,2638 1,260 1,245
3.4473 2,7292 2,716 2,641
5,1711 3,5451 3,527 3,395
6.8947 3,9581 3,920 3.788
10,3421 4,5402 4,494 4,339
13,7895 5,1435 5,062 4.870
20,6842 6.3500 6,282 5.987
Температура 250 К
1,3789 1,3212 1,320 1,308
3,4473 3,0911 3,086 3,019
5,1711 4,3816 4,372 4,242
6,8947 5,5185 5,480 5,304
10,3421 7,4153 7,397 7,053
13,7895 8,9494 8,937 8,483
17,2368 10,3116 10,332 9.792
1 20,6842 11,6866 11,664 11,053
Температура 273.15 К
! 1,3789 1.3349 1,335 1,324
3,4473 3,1815 3,178 3,119
5,1711 4,5822 4,579 4,459
6,8947 5,8682 5,868 5,675
10,3421 8,1651 8,156 7,808
13,7895 10,1518 10,152 9,663
17,2368 11,9796 11,971 11,361
20,6842 13,6929 13,707 12,991
Температура 330 К
1,3789 1,3576 1,3574 1,3497
3,4473 3.3162 3,3165 3,2716
5,1711 4,8809 4,8840 4,7900
6,8947 6,3890 6,3970 6.2410
10,3421 9,2665 9,2810 8,9770
13,7895 11,9803 12.0130 11,5470
17,2368 14,5651 14,6350 14,0080
20,6842 17,1472 17.1890 16,4080
Термодинамическое описание жидких фаз
Для описания жидких многокомпонентных фаз (углеводородной и водной,
причем под "водной" фазой в общем случае понимается водный раствор
ингибитора гидратообразования или осушителя) рекомендуется использо-
вать термодинамическую модель с коэффициентами активности компонен-
тов смеси. Для бинарных смесей, умеренно отклоняющихся от идеального
поведения, зачастую вполне достаточно использовать уже уравнения Ван-
Лаара. Под "умеренным" отклонением от идеальности для жидких смесей
принято считать ситуации, когда предельные коэффициенты активности
при симметричной их нормировке не выходят за пределы диапазона 0,1
10. Это имеет место для бинарных смесей гликолей, воды, низших алифа-
тических спиртов (например, для смеси метанола и диэтиленгликоля вооб-
ще не наблюдается отклонений от закона Рауля, а для смеси метанол—вода
138
предельные коэффициенты активности не превышают величины, равной
трем). Такое же положение справедливо и для бинарных смесей жидких
легких углеводородов. В гл. 6 при рассмотрении методики расчета расхода
ингибиторов гидратообразования нами часто используются именно уравне-
ния Ван-Лаара, тогда как для многокомпонентных смесей вполне приемле-
мыми оказываются уравнения Вильсона или же их улучшенные модифика-
ции типа уравнений Цубоки — Катаямы (последние удовлетворительно опи-
сывают и фазовое расслоение жидких систем, т.е., например, пригодны и
для описания равновесий типа ''углеводородный конденсат — водный рас-
твор метанола").
Для расчета давления насыщенного пара нормальных углеводородов и
метанола выбраны зависимости, предложенные Амброзе с соавторами, для
изобутана и изопентана — зависимости из классического справочника
Рида, Праузница и Полинга [38], а для сероводорода и воды подобраны
коэффициенты в зависимостях типа Антуана исходя из имеющихся экспе-
риментальных данных (для воды получена серия зависимостей типа Антуа-
на — для каждого температурного интервала шириной -40 °C). Значитель-
ное внимание уделено также корреляциям термодинамических свойств пе-
реохлажденной воды и гексагонального льда (эти данные необходимы при
термодинамическом расчете фазовых равновесий "природный газ —водная
фаза" и "природный газ—лед" при температурах ниже 0°С).
Остановимся, следуя работе [39], на корреляциях давления насыщен-
ного пара гликолей при низких температурах, вплоть до 273 К.
Проведенный в [39] анализ имеющихся экспериментальных данных по
давлениям пара ЭГа, ДЭГа и ТЭГа показал их сравнительно невысокую
точность и что в настоящее время все еще следует ориентироваться на
обобщенные данные, представленные в Справочнике Стэлла [40] и реко-
мендованные к применению в отечественном Справочнике химика [41].
Справочные данные по гликолям представлены до давления пара в 1 мм
рт. ст. и при температурах выше 90 °C, тогда как при более низких темпе-
ратурах экспериментальных данных, по-видимому, вообще не имеется (при
давлениях насыщенного пара жидкости ниже 1 мм рт. ст. требуются специ-
альные экспериментальные методики). Давления паров гликолей по [40, 41]
представлены в табл. 4.5.
Проанализировав известные аналитические зависимости для давления
насыщенных паров, был сделан вывод [39], что экстраполяция экспери-
ментальных данных, полученных при давлении пара гликолей в диапазоне
10-!-400мм рт. ст., на область низких температур и низких давлений пара
может быть достаточно надежно осуществлена по формуле следующего
вида:
Inps = А-| + С1пГ, (4.3)
где А, В, С — эмпирические коэффициенты; Т — температура.
Таблица 4.5
Давление, мм рт.ст. Температура, ‘С Давление, мм рт.ст. j Температура, *С |
ЭГ ДЭГ ТЭГ ЭГ ДЭГ тэг )
1 53 91,8 114 60 | 129,5 174 201,5 |
5 79,7 120 144 100 | 141,8 187,5 214,6
10 92.1 133,8 158,1 200 [ 158,5 20.7 215.2 j
20 105.8 148 174 400 178,5 226,5 256.6 j
40 120 164,3 191,3 | 1
139
В этой формуле посредством третьего слагаемого ClnT учитывается
температурная зависимость молярной энтальпии жидкости — без этого
слагаемого формула принципиально непригодна №~я экстраполяции ''вниз"
по температуре (применительно к гликолям погрешность и давлении пара с
использованием зависимости с С = 0 при экстраполяции на комнатные
температуры может составить 100 — 300 %). В то же время при необходимо-
сти корректно описать давление насыщенного пара индивидуального веще-
ства в более широком диапазоне температур (как максимум, от тройной
точки до критической точки) следует вводить дополнительно четвертое сла-
гаемое вида DT", где D — подгоночный эмпирический коэффициент, а по-
казатель степени п принимается равным 5-5-6.
Анализ показывает, что это слагаемое отвечает главным образом за
отклонение паровой фазы от идеального поведения. Поэтому при интерпо-
ляции и экстраполяции "вниз" (т.е. на низкие температуры и низкие дав-
ления пара) в отсутствие специфической димеризации молекул в паровой
фазе, вполне достаточно использовать эту трехчленную формулу. В то же
время ее нельзя использовать при экстраполяции на высокие температуры
(так как здесь начинает играть роль член DT").
Были подобраны коэффициенты А, В, С и найдена эмпирическая
формула для давления пара диэтиленгликоля
In р (мм рт.ст.) = 37, 54 9 28 — 8986,129 - 2,191 In Т,
Т
которая достаточно хорошо описывает экспериментальные данные [40, 41]
в диапазоне давлений 1,0-5-200 мм рт.ст. (с погрешностью всего -1 %). Эту
зависимость рекомендуется использовать при экстраполяции давления
насыщенного пара ДЭГа на рабочую область температур в диапазоне
280-5-310 К. Погрешность расчета в этом диапазоне температур оценена в
±(20-5-25) %, тогда как погрешность предлагаемых в литературе зависимос-
тей составляет при этих температурах как минимум 200 %, т.е. различается
с нашей оценкой более чем в два раза.
Упрощенный вариант зависимости, справедливый только в узком диа-
пазоне от 278 до 313 К, имеет следующий вид (уравнение типа Клапейро-
на-Клаузиуса):
In р5(мм рт.ст.) = 22,91 — -5^.
Т
Различие между этими зависимостями в указанном узком температур-
ном диапазоне весьма незначительное и составляет примерно 1 %, но, ра-
зумеется, оно резко возрастает при выходе за указанный температурный
диапазон.
Аналогичные зависимости по давлению пара ТЭГа имеют следующий
вид [39]:
9904 485
In р£(мм рт.ст.) = 42,9035- '---2,9067 Ini’,
т
для давлений 1 —200 мм рт.ст.;
. , i то лот 9053,5
Inps(мм рт.ст.) = 23,487 --—, -
Т
для температур 280 — 310 К.
140
В разрабатываемых термодинамических моделях для описания фазо-
вых равновесий углеводородных систем с водными фазами учитывается
также и растворимости газов в жидкой неуглеводородной фазе. В качестве
неутлеводородной фазы имеются в виду вода, метанол, ДЭГ и их растворы.
Для описания растворимости газов в жидкой фазе использовались уравне-
ния типа Кричевского —Казарновского. С этой целью проанализирована
литература по коэффициентам Генри и экспертным путем выбраны наи-
более достоверные данные (использованы главным образом корреляции
Намиота, Вилхейма и др.). Аналогичный анализ выполнен и по парциаль-
ным молярным объемам газов.
Термодинамические модели газовых гидратов
Обзор основных работ в этом направлении был представлен ранее в [32,
42 — 46}. Ниже кратко обсуждаются основные допущения и соотношения
термодинамических моделей газовых гидратов, а также параметризация
модели идеального газового клатрата, разработанная во ВНИИГазе. Пред-
варительно имеет смысл более детально остановиться на строении газовых
гидратов кубических структур I и II, представляющих наибольший практи-
ческий интерес для газовой отрасли.
Элементарные ячейки этих гидратов кубические, пространственные
группы каркаса хозяина РтЗп для КС-I и Fd3m для КС-П. В клатратных
гидратах кубической структуры I на элементарную ячейку приходится 2
малые полости, 6 больших полостей и 46 молекул воды. Вокруг малой по-
лости располагается 12 больших полостей на расстоянии -6,7 А и 8 малых
на расстоянии -10,4 А. Вокруг большой полости располагается 2 большие
полости на расстоянии -6 А, 8 больших на расстоянии -7,4 А и 4 малые
на расстоянии -6,7 А.
В клатратных гидратах кубической структуры II на элементарную
ячейку приходится 16 малых полостей, 8 больших полостей из 136 молекул
воды. Вокруг малой полости располагается 6 малых полостей на расстоя-
нии 6,1 А и 6 больших на расстоянии -7,2 А. Вокруг большой полости
располагается 12 малых полостей на расстоянии -7,2 А и 4 большие на
расстоянии -7,5 А.
Включенную в малую полость молекулу газа (в обеих кубических
структурах) окружают 20 молекул воды в первой координационной сфере,
20 молекул воды во второй сфере и 50 — в третьей. Гостевую молекулу,
находящуюся в большой полости в гидрате КС-I, окружают 24 молекулы
воды в первой координационной сфере, 24 — во второй и 50 — в третьей.
Тогда как в КС-П молекулу в большой полости окружают 28 молекул воды
в первой координационной сфере, 28 — во второй и 50 — в третьей. Па-
раметр элементарной ячейки -12 А (для КС-I) и -17,3 А (для КС-П), а чис-
ло молекул воды в элементарных ячейках — 46 и 136 соответственно. По-
лости в этих льдоподобных каркасах двух типов: малые (по 2 в элементар-
141
ной ячейке КС-1 и по 16 — в КС-И) и большие (<’ к 8 соответственно). По-
лости представляют собой искаженные полиэдры, и их в первом прибли-
жении можно рассматривать как сферические ячейки со следующими эф-
фективными свободными диаметрами:
♦ для малых полостей — 5,2 А (КС-I) и 4,9 А (КС-11);
♦ для больших полостей — 5,7 А (КС-I) и 6,9 А (КС-11).
Эти свободные диаметры получаются исходя из параметров элемен-
тарной ячейки и ван-дер-ваальсова радиуса молекул воды, равного 1,4 А.
Задаваясь ван-дер-ваальсовыми размерами гостевых молекул газов и сво-
бодными диаметрами полостей, можно на качественном уровне объяснять
возможность или невозможность образования гидратов тех или иных газов
и даже ориентировочно судить о термодинамической стабильности гидрата.
Такая качественная картина была предложена еще в классических работах
Штакельберга. Более полную картину стабильности газовых гидратов мож-
но получить, если для каждой гостевой молекулы задать не только пара-
метр, характеризующий "размер" молекулы, но и параметр, характеризу-
ющий энергетическое взаимодействие с каркасом "хозяйской" подсисте-
мы. Подобный цикл исследований качественного характера выполнен не-
давно в Институте неорганической химии РАН в г. Новосибирске (В.И. Ко-
сяков с соавторами). В этих работах весьма наглядно выделены области
стабильности различных форм газовых гидратов для тех или иных струк-
турных форм газогидратов в зависимости от двух параметров, характери-
зующих гостевую молекулу. При этом на качественном уровне стали ясны
причины редкого появления гексагональных структур газовых гидратов, а
также прослежена область существования гидратных структур типа КС-11
для молекул небольшого размера (азота, кислорода и др.).
Простейшая термодинамическая модель клатратных соединений —
модель идеального клатратного раствора (которую, точнее, следует назвать
моделью идеального газового гидрата) была разработана во второй полови-
не 50-х годов практически одновременно Ван-дер-Ваальсом-внуком и изве-
стным физикохимиком Баррером с соавторами. Далее в практическом
плане эта модель развивалась в работах Кобаяши с соавторами, С.Ш. Быка
с сотрудниками, Праузница с соавторами, Энга и Робинсона, Холдера с
соавторами и многих других, в том числе и в работах сотрудников ВНИИ-
Газа [14, 31-33, 42-52].
Обсудим кратко некоторые основные черты и допущения простейшей
термодинамической модели газового гидрата.
Основное допущение состоит в том, что в отличие от цеолитных
структур (в которых также имеются полости молекулярного размера) каж-
дая гидратная полость не может содержать более чем одну гостевую моле-
кулу, причем часть полостей остается вакантной. Как выяснилось в по-
следние годы, это предположение может нарушаться для небольших моле-
кул при очень высоких давлениях (в большие полости помещаются по две
малые молекулы). Далее в модели учитывается взаимодействие молекул-
"гостей" с молекулами водного каркаса (т.е. взаимодействие "гость —
хозяин"), но при этом игнорируется взаимодействие гостевых молекул
между собой (т.е. взаимодействие типа “гость —гость"): последнее взаимо-
действие предполагается малым, так как включенные молекулы достаточно
142
удалены друг от друга и, кроме того, имеется слой из молекул воды между
ними. Именно поэтому рассматриваемую термодинамическую модель и
можно назвать моделью идеального клатратного гидрата. Но в то же вре-
мя данная модель принципиально отличается от модели идеального раство-
ра тем обстоятельством, что существует предельная концентрация гостевой
подсистемы, отвечающая полному заполнению клатратных полостей (в ка-
честве же примера жидкого раствора, весьма близкого к идеальному пове-
дению, приведем ШФЛУ — широкую фракцию легких углеводородов, здесь
углеводороды С3 —С6 смешиваются в любых пропорциях). Парциальный
молярный объем включенных газов принимается равным нулю (так как в
газогидратной структуре уже имеются готовые для заполнения полости мо-
лекулярного размера).
Наиболее существенное и до некоторой степени уязвимое предполо-
жение модели идеального газового клатрата состоит в том, что допускается
в теоретическом плане существование пустого (т.е. не заполненного моле-
кулами-"гостями") водного каркаса, как некоторой метастабильной льдо-
подобной фазы, которой можно приписать зависящий от температуры
химический потенциал р.^ = ц“2О(Т) ПРИ некотором фиксированном стан-
дартном давлении (обычно при 0,1 МПа или, лучше, при давлении насы-
щенного пара над незаполненной клатратной решеткой, а учитывая очень
низкое давление насыщенного пара вполне можно говорить о "нулевом"
внешнем давлении). Этот химический потенциал очевидным образом дол-
жен быть больше химического потенциала самых стабильных водных
фаз — льда или воды (т.е. гексагонального льда при Т < 273 К или жидкой
воды при Г>273 К). Если же гостевые молекулы газов-гидратообразо-
вателей включаются в полости газогидратного каркаса, то химический по-
тенциал хозяйской (водной) подсистемы начинает понижаться до тех пор,
пока его величина не достигнет величины химического потенциала ста-
бильной фазы (льда или же воды в водном растворе ингибитора гидрато-
образования). Включение газовых молекул-"гостей" в пустую газогидратную
решетку (каркас) при этом рассматривается в полной аналогии с классиче-
ской теорией адсорбции Ленгмюра, в которой учитывается взаимодействие
только адсорбент — адсорбат. Кроме того, предполагается, что включение
гостевых молекул мало влияет на параметры элементарной ячейки гидрат-
ного каркаса. Отсюда и следует, что парциальный молярный объем госте-
вой подсистемы близок к нулю, тогда как молярный объем хозяйской
(водной) подсистемы остается практически постоянной величиной, не зави-
сящей от степеней заполнения гидратных полостей молекулами газов-
гидратообразователей (это еще одно отличие термодинамической модели
идеального клатрата от модели идеального многокомпонентного раствора).
В рамках рассматриваемой термодинамической модели газового гидра-
та можно получить аналитические выражения для химических потенциалов
включенных молекул газов (ц1к, соответственно для малых и больших
полостей) и воды (ЦН2О), к = 1, ...,N, N — число компонентов газовой
смеси.
Для смешанных (многокомпонентных) гидратов кубической структуры
I имеем
Ви
= RT In—-----
(i-e.tan
(4.3)
143
р24=ЛПп------; (4.4)
RT
Uh2o =Ph2o(P^) + — [1П(1 -ej + 3 ln(l-e2)l; (4.5)
к =1, где N > 1.
Здесь R — универсальная газовая постоянная; T — температура, К; 0,„
02, — степени заполнения малых и больших полостей молекулами z-ro газа,
N N
тогда как 0, = £0lt, 02 = £02(t — полные степени заполнения полостей;
к = 1 к=1
Тп ~ суммы по состояниям i-й гостевой молекулы в малой и большой
полости соответственно; (р, Т) — химический потенциал воды в гипо-
тетическом незаполненном ("пустом") гидратнохм каркасе, зависящий от
температуры и давления. При рассмотрении индивидуального газового гид-
рата (образованного одним газом-гидратообразователем) в соотношениях
(4.3) — (4.5) нужно положить N = 1, ц1 = цн; = ц21.
Для смешанного гидрата кубической структуры II
ц1)г = RT In------; (4.6)
(1 -е,)Ч|к
p2t = RT In-------; (4.7)
(1 - 02^2*
Uh2o = Р°н2о(Р. Л + (2 1п(1 - 0,) + 1п(1 - е2)]. (4.8)
Обозначения в выражениях (4.6)—(4.7) аналогичны таковым в соотно-
шениях (4.3)—(4.5).
При "внутреннем" равновесии гидратной фазы имеет место равенство
Р-иг = (к = 1, -.,Л1). Однако следует отметить, что внутреннее равновесие
гидратной фазы далеко не всегда реализуется в эксперименте (например,
малые полости зачастую могут быть недозаполнены до равновесных значе-
ний степеней заполнения).
При рассмотрении некоторых гидратных равновесий (например,
двухфазных) удобно вводить стандартные состояния гостевых газовых мо-
лекул, отвечающие половинной степени заполнения полости. При данном
выборе стандартного состояния химические потенциалы включенных мо-
лекул запишутся следующим образом:
ц1 = ц? + 1п-^-; ц2 = +ln-^-; g° = ц,(1 /2); ц° = ц2(1 /2).
1 — 0| 1 —
При введении такого стандартного состояния особенно удобно рас-
сматривать двухфазные равновесия [53]: "растворенный в воде газ — газо-
вый гидрат" и "лед — газовый гидрат" (при общем давлении, превышаю-
щем давление трехфазного равновесия). Эти типы двухфазных равновесий
имеют в основнохм геологическое значение и здесь подробно не рассматри-
ваются.
Обсуждение недостатков рассмотренной термодинахМической модели
144
идеального клатрата применительно к газовым гидратам дано в работах
[42, 54, 55], там же рассматриваются и более сложные динамические и
термодинамические модели газогидратной фазы, в которых учитывается
взаимодействие гостевых молекул между собой и другие факторы. Ниже,
однако, мы ограничиваемся только простейшей моделью, поскольку для
параметризации более сложных термодинамических моделей газогидратной
фазы необходимы очень точные экспериментальные данные по фазовым
равновесиям газовых гидратов, а также требуется активное привлечение
расчетных методов современной квантовой химии.
Таким образом, с использованием соотношений (4.3) — (4.8) для хими-
ческих потенциалов воды и газа в гидрате можно разрабатывать методы
расчета фазовых равновесий газовых гидратов. Так, для наиболее изучен-
ного трехфазного равновесия 'Таз —газовый гидрат —вода" имеем =
= ц2к = у.], и цН2О = M-h2O. гАе P-t — химический потенциал й-ко.мпонента
газовой фазы; — химический потенциал воды в жидкой водной фазе,
например в водном растворе ингибитора гидратообразования (в англоязыч-
ной литературе часто используется термин — water rich phase).
Раскрывая первое равенство, получаем алгебраические уравнения, опи-
сывающие "изотерму адсорбции". Так, например, для гидратов структуры
II с учетом (3.4) и (3.5) получаем изотерму Ленгмюра:
4 = —; 4 =--------------------, к = 1,..., N,
с1к(1-е,) c^ii-e^)
(4.9)
где С1к, — константы Ленгмюра; 4 — летучесть /с-компонента газовой
смеси.
Константы Clt, C2t являются функциями температуры, и они могут
быть выражены через потенциал взаимодействия гостевой молекулы с гид-
ратной решеткой (каркаса из молекул воды).
В простейшем, часто используемом варианте взаимодействие гостевой
молекулы со стенкой полости может быть описано квазисферическим по-
тенциалом Кихары. В этом случае константа Ленгмюра (для заданного типа
полости и определенной гостевой молекулы) определяется по следующим
соотношениям:
4тг. &
С = — Jexp(-W(r) / kT)r2dr,
кТ о
Здесь R — радиус полости; г — расстояние от центра полости до цен-
тра масс молекулы; а, е.о — параметры потенциала Кихары (а — радиус
"сердечника" гостевой молекулы); z — координационное число полости
(количество молекул воды z, окружающих гостевую молекулу в первой ко-
ординационной сфере, равное 20, 24 или 28, в зависимости от типа полос-
145
ти), гидратные полости приближенно считаются квазисферическими, а
дискретное взаимодействие гостевой молекулы с молекулами воды на
стенке полости заменено на непрерывное посредством "размазывания"
молекулы воды по стенке полости.
Задав из каких-либо соображений параметры потенциала Кихары,
можно из соотношений (4.10) определить численные значения константы
Ленгмюра как функции температуры. При отказе от приближения квази-
сферической симметрии полости и гостевой молекулы взамен соотноше-
ния (4.10) будем иметь 6-кратный интеграл для многоатомной гостевой мо-
лекулы, 5-кратный — для линейной молекулы и 3-кратный для одноатом-
ной молекулы. При известном потенциале взаимодействия включенной час-
тицы с молекулой воды подобные многократные интегралы могут быть
рассчитаны численными методами (например, методом Монте-Карло, тео-
ретико-числовыми и др.).
Второе равенство цН2О = Рн2о в достаточно общем случае (с учетом
возможности включения молекул ингибитора в полости гидратной структу-
ры) запишется следующим образом (на примере смешанного гидрата
структуры II):
от
Ц°н2о + — [2 1П(1 - е.) + 1п(1 - 62)] = и™ + RT 1п7,(1 - х), (4.11)
где х — молярная доля ингибитора; у, — коэффициент активности воды в
водном растворе; 0tNtl, — степени заполнения малых и боль-
ших полостей молекулами ингибитора (для метанола и гликолей
eL^x = 0; = 0); 0, = х'е,.: 62 = УА-
<=| /=1
Для реального использования последнего уравнения необходимо знать
величину ДВн2о = Л - Нн*о(Р-7')- гАе _ химический потенциал
чистой воды (или льда при рассмотрении равновесий при Т< 273 К). Для
Дц(Л, Г) имеются следующие термодинамические соотношения:
^20^2 = SaoM _ J лад dr+
RT RTq т0 RT2 р0 кт
= ДА Vo) + ! &Cp(T)dT. (4.13)
То
Здесь То = 273,15 К, р0 ~ 0 МПа; Дц°, ДА0 — соответственно разности хи-
мических потенциалов и энтальпий незаполненной гидратной решетки и
льда при То и р0; ДУ — разности мольных объемов гидрата (на 1 моль
Н2О) и жидкой воды (4,6 и 5 см3/моль для КС-I и КС-П соответственно)
или льда (3 и 3,4 см3/моль), причем эти величины практически не зависят
от температуры и давления (до нескольких десятков МПа); ДСр — раз-
ность между теплоемкостями незаполненной решетки гидрата и жидкой
воды (при Т>273,15 К) или льда (при Т< 273,15 К). Обычно считается, что
ДСр =0 при Т < 273,1.5 К, а при Т> 273,15. К теплоемкость незаполненной
решетки гидрата принимается равной, экстраполированной на эту область
температур теплоемкости льда. Отсюда при Т > 273,15 К имеем
Ср = Сг -Сж = Сл - Сж = -38,13 + 0,141 (Т - То), Дж/(моль - К).
146
।
i
Иногда используют и слегка отличающиеся соотношения.
Проведенные в 80-е годы прецизионные калориметрические исследо-
вания газовых гидратов убедительно свидетельствуют о том, что теплоем-
кость гипотетической незаполненной решетки гидрата оказывается не-
сколько выше теплоемкости льда. Приведем соответствующие эксперимен-
тальные данные (разность теплоемкостей незаполненных решеток гидратов
гексагонального льда), пересчитанные нами на ДСр для структур I и II:
т. к........................
ДС. Дж/(моль К):
структура I..................
структура 11..............
220 240 270
1.57 1.50 1,29
0,7 0,19 0.16
Видно, что различие в теплоемкостях незаполненной решетки гидрата
и льда невелико и в термодинамических моделях гидра тной фазы это раз-
личие в настоящее время может практически не учитываться (особенно
при термодинамических расчетах в диапазоне температур 250 — 290 К), тог-
да как при дальнейшей разработке более точных моделей гидратной фазы
целесообразно будет учесть и эти небольшие отличия.
Для проведения расчетов фазовых равновесий газовых гидратов надо
прежде всего конкретизировать значения параметров термодинамической
модели газогидратной фазы. Так, в модели идеального газового гидрата
следует задать величины Дц°, Ah0, ДСР и константы Ленгмюра включенного
газа С, = С,(Т) как функции температуры для каждого типа полости. В бо-
лее сложных моделях регулярного газового гидрата [14, 42, 50, 54], в кото-
рых учитываются взаимодействия "гость — гость", дополнительно появляют-
ся параметры, характеризующие эти взаимодействия включенных молекул
между собой (которые хотя и являются функциями температуры, но в хо-
рошем приближении могут быть приняты постоянными в диапазоне тем-
ператур 250 — 290 К). Оценка параметров взаимодействия "гость —гость" и
влияния "включения" этого взаимодействия на перенормировку констант
Ленгмюра приведена в работе [14].
Зафиксировав значения термодинамических параметров незаполнен-
ной гидратной решетки, т.е. параметров Др0, ДА0, ДСр, при параметриза-
ции термодинамической модели идеального газового гидрата необходимо
еще определить наборы констант Ленгмюра для газов-гидратообразо-
вателей (для каждой структуры и каждого типа полостей). Проще всего это
сделать для газов, молекулы которых могут заполнять только большие по-
лости в гидратных структурах (т.е. С3Н6, 1-С4Н10 с-С3Н6 и, вероятно, С^ЬЦ):
здесь константы Ск = Ск[Т] определяются из экспериментальных данных
практически однозначно, например, из данных по кривым гидратообразо-
вания (т.е. из р, Т-условий трехфазных равновесий VIH, VLH для индивиду-
альных газов). Ясно, что найденные таким способом константы Ленгмюра
для больших полостей могут (и должны!) существенно отличаться от тео-
ретически рассчитанных по формулам типа (4.10) при использовании пара-
метров потенциалов взаимодействия "газ —вода", полученных, например,
из данных по вязкости и вторым вириальным коэффициентам.
Что касается констант Ленгмюра для газов, молекулы которых могут
занимать как большие, так и малые полости (например, СН4, N2), то здесь
данных по трехфазным равновесиям типа VLH (и VIH) индивидуальных
газов недостаточно для однозначного определения этих констант. Оказыва-
ется необходимым привлекать дополнительные экспериментальные данные,
147
например, по трехфазным равновесиям бинарных смесей, причем наибо-
лее информативными являются данные по соотношению степеней заполне-
ния 0, /02, а также по гидратным числам п.
Таким образом, на константы Ленгмюра (особенно это утверждение
относится к константам Ленгмюра для больших полостей), как на послед-
нее звено в достаточно длинной цепи параметризации термодинамической
модели газового гидрата, возлагается своеобразная обязанность скомпен-
сировать все введенные в модель погрешности (и не только в величинах
Дц°, Дй°, характеризующих незаполненный клатратный каркас, но также
и неточности в определении летучестей газовой фазы по какому-либо
уравнению состояния).
На первый взгляд представляется наиболее целесообразным подгонять
(а в термодинамике смесей часто используется более музыкальный термин
"настраивать") параметры межмолекулярного потенциала, а не непосредст-
венно константы Ленгмюра. Этот подход привлекателен тем, что уменьша-
ет число независимых параметров с четырех (каждая константа Ленгмюра
с учетом ее температурной зависимости описывается фактически двумя
независимыми параметрами) до двух. Подобный методический прием был
реализован еще в работе Парриша — Праузница (1972 г.) Явный недостаток
такого подхода — резкое отличие констант Ленгмюра от значений этих
констант, получаемых из потенциала, с молекулярными параметрами, взя-
тыми из данных по вязкости и второго вириального коэффициента. Из
проведенного нами детального анализа ситуации следует, что через потен-
циал типа Кихары (с параметрами а, е, а) можно относительно надежно
оценить только температурную зависимость константы Ленгмюра для гос-
тевой молекулы в малой полости ("энтальпийную" часть константы Ленг-
мюра), а "энтропийную” часть констант Ленгмюра затруднительно кор-
ректно определить с использованием приближенных межмолекулярных
потенциалов. Поэтому представляется более корректным подбирать непо-
средственно константы Ленгмюра по всей совокупности имеющихся экс-
периментальных данных (такой подход развивается в работе Манка с со-
авторами [56] и в ряде последующих работ, в том числе и в наших рабо-
тах). Нами предпринимаются попытки (с периодичностью раз в три-четыре
года) улучшения модели гидратной фазы, с учетом новых эксперименталь-
ных данных не только по равновесиям, но и по составам, отношениям
степеней заполнения и др. Как представляется, подобная схема параметри-
зации термодинамической модели идеального газового клатрата дает воз-
можность более надежно рассчитывать не только трехфазные равновесия,
но и состав гидратной фазы, а также двухфазные равновесия газовых гид-
ратов.
Предлагается следующая параметризация термодинамической модели
газогидратной фазы.
Термодинамические свойства незаполненного газогидратного каркаса
(решетки) принимаются по корреляции, предложенной Хэнда и Це [57].
Для структуры I: Дц° = 1287 Дж/моль; Дй° = 931 Дж/моль (при Т =
= 273,15 К).
Для структуры II: Дц° = 1068 Дж/моль; ДЛ° = 764 Дж/моль (при Т =
= 273,15 К).
Эти параметры незаполненной решетки гидрата в рамках модели иде-
14В
ального газового клатрата являются, на наш взгляд, наиболее обоснован-
ными. Энтальпия фазового перехода лед —вода Ah' принята равной
6007,16 Дж/моль, разность теплоемкостей воды и льда ДС, =
= -36,12 Дж/(моль К). Температурной зависимостью ДСр можно прене-
бречь, поскольку сохраняется более грубое предположение о том, что теп-
лоемкость пустой решетки гидрата равна теплоемкости льда. Фактически
эти небольшие поправки на теплоемкость хотя и могут быть внесены, но
представляются несущественными в рассматриваемой задаче параметриза-
ции модели идеального газового клатрата, так как вполне учитываются
эффективным образом (через параметризацию констант Ленгмюра).
В табл. 4.6 представлены принятые значения Дц° как функции темпе-
ратуры (рассчитанные по соотношениям (4.12) и (4.13) для кубических
структур I и II), а в табл. 4.7 и 4.8 — эмпирические зависимости для кон-
стант Ленгмюра (для одной из версий методики расчета, 1991 — 1992 гг.).
Именно эти эмпирические зависимости для констант Ленгмюра нами пери-
одически корректируются с появлением новых экспериментальных данных
(последняя версия параметризации ВНИИГаза, применимая, в частности,
для расчета равновесий газ —лед—вода при низких отрицательных темпе-
ратурах, выполнена в 1995 г. [58, 59]), тогда как остальные параметры тер-
модинамической модели сохраняются нами неизменными.
Важно подчеркнуть, что при указанной параметризации мы использо-
вали термодинамическую модель газовой фазы в форме модифицированно-
го уравнения состояния типа Редлиха — Квонга. Представленная параметри-
зация термодинамической модели идеального газового клатрата дает воз-
Таблица А.б
Разности химических потенциалов пустой решетки гидрата и льда (при Т< 273,15 К)
или воды (при Т> 273,15 К) Др” как функции температуры при "нулевом" давлении
Температура, К Дц°, Дж/(моль - К) Температура, К Дц°, Дж/(моль-К)
Для структуры 1 Для структуры II Для структуры I Для структуры
263,15 1061,29 844,19 271,15 1240,69 1022,07
264,15 1083,18 865.90 272,15 1263,7? 1044,97
265,15 1105,24 887,76 273,15 1287,00 1068,00
266,15 1127,44 909.77 275,15 1333,87 1114,49
267,15 1149,80 931.94 277,15 1381,28 1161,52
268,15 1172,30 954,25 279,15 1429,23 120909
269,15 1194,95 976,72 281,15 1477,70 1257,18
270.15 1217.75 909,32
Таблица 4.7
Значения коэффициентов Ли В в эмпирической температурной зависимости
А В
констант Ленгмюра С - — ехр — , МПа, для гостевых молекул в газовом гидрате
кубической структуры I
Газ-гидрато- образователь Полости
малые большие
А в А в
Азот 0,000558 3500 682,875 0
Диоксид углерода 0 1 0,34865 2972,9
Сероводород 0,0021843 4250 0,028535 4178,8
Этан 0 1 Q52971 3099 2
Циклопропан 0 1 0,03590 4347,13
149
Таблица 4.8
Значения коэффициентов А и В в эмпирической температурной зависимости
А В
констант Ленгмюра С = — ехр — , МПа, для гостевых молекул в газовом гидрате
Т Т
кубической структуры П
Газ Полости
малые большие
А в А В
Азот Диоксид углерода Сероводород Этан Пропан Изобутан Нормальный бутан 0,00024 0 0,0022 0 0 0 0 3670 1 4250 1 1 1 1 1147,23 347 0,00094 2,135 2,75313967 0,037076 0,0046 0 2043 5000 3357 3925,72199 5222.5 5066
можность проводить расчеты не только трехфазных равновесий типа
"многокомпонентный природный газ — водный раствор ингибитора —
газовый гидрат интересующей структуры", но и двухфазных равновесий
газовых гидратов (см. последующие параграфы).
4.3. МЕТОДИКА И РАСЧЕТЫ
ДВУХФАЗНЫХ И ТРЕХФАЗНЫХ РАВНОВЕСИЙ
ПРИРОДНОГО ГАЗА С КОНДЕНСИРОВАННОЙ
ВОДНОЙ ФАЗОЙ
При разработке методики расчета двухфазных равновесий прежде всего
необходимо использовать вышеописанные термодинамические модели
каждой из рассматриваемых фаз. Далее с использованием стандартного
термодинамического аппарата необходимо получить соотношения для хи-
мических потенциалов и летучестей (или активностей) компонентов каждой
из фаз. Приравниванием химических потенциалов (летучестей) компонен-
тов сосуществующих фаз получаются трансцендентные уравнения, описы-
вающие вышеуказанные равновесия.
Ранее для описания двухфазных равновесий природного газа принята
несколько упрощенная постановка задачи, приводящая вместо системы
уравнений только к одному нелинейному уравнению [60]. Упрощение до-
стигается тем, что фиксируется состав природного газа (в газовой фазе или
растворенного в воде), причем этот состав задается на "безводной основе".
Такая постановка задачи нам представляется наиболее естественной (в оте-
чественной газовой промышленности состав газа анализируется обычно с
использованием хроматографических методик, которые не определяют в
газе содержание полярных компонентов, таких, как вода, метанол). Как
показывает промысловая практика, более полная постановка задачи фак-
тически не требуется (это связано с малым удельным количеством водной
фазы по отношению к газовой фазе).
Подлежащее численному решению соответствующее трансцендентное
уравнение выражает равенство летучестей воды в двух сосуществующих
фазах, например, для равновесия газ —вода имеется в виду равенство лету-
чести паров воды в сжатом природном газе и летучести воды в жидкой
150
водной фазе. Конечный результат расчета — составы равновесных сосу-
ществующих фаз (например, рассчитывается состав газа, растворенного в
водной фазе) при фиксации состава газовой фазы на безводной основе.
Такой упрощенный подход представляется на сегодняшний день вполне
достаточным при рассмотрении фазовых равновесий природных флюи-
дальных систем с водными фазами в условиях промысловой обработки
газа.
Алгоритм решения указанных ранее двухфазных равновесий состоит в
следующем (на примере равновесия природный газ — газовый гидрат
структуры I).
1. Задают состав газовой фазы на безводной основе: у!01, где / =
= 1...15 (например, у, = 0,5 и у, = 0,5 отвечают газовой фазе, содержа-
щей 50 мол.% СН„ и 50 мол.%С2Н6 - нумерацию компонентов газовой фа-
зы см. в табл. 4.1).
2. Задают температуру Т и давление р.
3. По приближенным аналитическим корреляциям (специально нами
разработанным) находится нулевое приближение к величине влагосодержа-
ния газа, т.е. рассчитывается величина у^' (молярная доля воды в газе при
равновесии с какой-либо фазой).
4. Пересчитывается состав газовой фазы у^ (; = 1,...,16) уже с учетом
влагосодержания (но с сохранением исходного состава газа на безводной
основе) по следующим формулам:
у’^уГ’/ц-уГЛ у!У = у ГЛ
5. По полученному составу газовой фазы, температуре и давлению оп-
ределяют летучести компонентов газовой фазы /У1 (1 = 1,...,16), в том чис-
ле летучесть водяного пара f/g1 (в газе).
6. По найденным значениям (i = 1,...,16), а также рассчитанным
константам Ленгмюра Clf(T) и С2/(Т) находится летучесть воды над
(заполненной!) газогидратной решеткой: /j*!1 (в гидрате).
7. Сравниваются величины (в газе) и (в гидрате).
8. Делается шаг по у16, т.е. задается новое значение влагосодержания
газа yjg. Далее возвращаемся к пункту 4. Этот цикл продолжается до тех
пор, пока не будет выделен интервал (у}'6+11. у'е) на котором находится ис-
комое значение равновесного влагосодержания газа.
9. Выделив интервал, решаем трансцендентное уравнение каким-либо
стандартным численным методом (конкретно был использован метод хорд,
а более сложные алгоритмы здесь неудобны, поскольку в них требуется
оценивать значения производных).
9. Найдя в итоге искомое значение равновесного влагосодержания у^1,
рассчитываем составы всех равновесных фаз. Например, для газогидратной
фазы определяются следующие величины: гидратное число п; степени за-
полнения малых и больших полостей каждым компонентом газовой смеси,
полные степени заполнения газогидратных полостей и, наконец, "состав"
газа в гидратной фазе (на безводной основе, т.е. состав газа, который мо-
151
жет быть получен, если газовый гидрат разложить, газ выделить, осушить
и, наконец, определить его компонентный состав).
Аналогичные алгоритмы были разработаны для всех других двухфаз-
ных равновесий, а также составлены программы расчета (на алгоритмичес-
ком языке Фортран, применительно к персональным компьютерам). Здесь
следует сделать одно замечание. Если, скажем, рассматривается фазовое
равновесие природный газ — водный раствор метанола с использованием
фиксации состава как газовой фазы, так и водной фазы, то в рамках
указанной ранее схемы расчета получается система двух, но слабо связан-
ных между собой трансцендентных уравнений. Мы предпочли при рассмо-
трении указанного равновесия рассчитывать отдельно влагосодержание и
отдельно метанолосодержание газовой фазы при равновесии с чистыми
компонентами (водой и метанолом) и затем пересчитывать равновесные
влагосодержания и метанолосодержания над водным раствором метанола
умножением полученных величин на соответствующие коэффициенты ак-
тивности компонентов жидкого раствора. Возникающая от такого допол-
нительного приближения погрешность по оценкам не превышает -1 %, что
существенно меньше погрешностей имеющихся экспериментальных дан-
ных по равновесному метанолосодержанию газовой фазы (-15%).
Особое внимание уделено рассмотрению равновесия газ —вода, так
как по данному двухфазному равновесию очень много экспериментальных
данных удовлетворительного качества, что позволяет скорректировать рас-
четную модель посредством, тщательного подбора параметров С, 16
(параметров бинарного взаимодействия газ — вода) в модифицированном
уравнении состояния газовой фазы (см. соотношение (4.2)).
Анализ полученных результатов [60] показывает вполне удовлетвори-
тельное описание экспериментальных данных по влагосодержанию компо-
нентов природного газа: в среднем погрешность расчета составляет -2 —
3 % в широком диапазоне температур и давлений (в отдельных точках по-
грешность доходит до 6%). Некоторое исключение, однако, составляют
диоксид углерода и сероводород. Возможно, это до некоторой степени
связано с тем, что H2S и СО2 в воде диссоциируют (образуя слабые кисло-
ты), что совершенно не учитывается в рассматриваемой термодинамичес-
кой модели. Кроме того, для диоксида углерода наихудшие результаты по-
лучены в околокритической области (когда СО2 является сверхкритическим
флюидом), т.е. при температуре несколько выше 305 К и давлении 7 —
10 МПа. Именно в этой области имеет место "сверхкритическая экстрак-
ция воды": небольшое изменение термобарических параметров газовой
фазы приводит к резкому изменению влагосодержания газообразного ди-
оксида углерода. Разрабатываемая модель описывает это резкое увеличение
растворимости, но не вполне адекватно. Таким образом, в описываемой
модели есть некоторая опасность завышения (на 10 — 20%) равновесного
влагосодержания газовой фазы, находящейся в околокритическом состоя-
нии (т.е. за границей применимости модифицированного уравнения состо-
яния типа Редлиха —Квонга). Конечно, следует иметь в виду и низкую точ-
ность исходных экспериментальных данных именно в этой области. По-
добный же эффект наблюдается и для влагосодержания сероводорода на
изотерме 377,55 К, тогда как для природных газов с преобладающим со-
держанием метана ожидаемая погрешность расчета влагосодержания при-
мерно 4 % (в широком диапазоне температур и давлений). Эта погреш-
ность расчета вполне сравнима с экспериментальной.
152
В связи с изложенным интересно детально сопоставить полученные
расчетные величины влагосодержания метана с обычно используемыми в
отечественной и зарубежной газопромысловой практике корреляциями:
данными Бгокачека (1955 г.), номограммой Мак-Кетта и др. (1958 г.), а так-
же различными аппроксимациями этих данных (эмпирические зависимости
ТюменНИИгипрогаза, корреляция Нама и Мартыновой и др.). Результаты
сравнения частично представлены в табл 4.9. Видно, что при положитель-
ных (по Цельсию) температурах и давлениях до 15 МПа наш расчет отлича-
ется от общепринятых таблиц и номограмм примерно на 5 — 6% (расчетная
величина влагосодержания по предлагаемой методике несколько ниже), да-
же для давлений 2,5 и 5 МПа, т.е. в той области, где мы заведомо гаранти-
руем погрешность нашей аппроксимации экспериментальных данных на
уровне 2 %. Тот же эффект (но еще более ярко выраженный) имеет место
при низких давлениях и для области отрицательных температур: при дав-
лении 5 МПа полученные расчетные данные в среднем ниже на -10 %!
Кроме того, качественно отличается даже форма зависимости влагосодер-
жания от давления: наша аппроксимация при низких отрицательных тем-
пературах приводит к кривой с минимумом, тогда как по корреляции Бю-
качека влагосодержание монотонно уменьшается с ростом давления газа. В
Таблица 4.9
Сравнение влагосодержания метана, рассчитанного по модифицированному
уравнению состояния со стандартными номограммами и корреляциями
Давление, МПа Наш расчет Корреляция Бюкачека Корреляция ТюменНИИ- Гипрогаза Номограмма Мак- Кетта и Ви (1958 г.) в модификации Вишертов (1993 г.)
Температура —40 “С
5 0,00427 0,0063 0,0065 —
10 0,00398 0,0049 0,0050 —
15 0,00447 0,0044 0,0045 —
20 0,00464 0,0042 0,0043 —
Температура —20 “С
5 0,0263 0,0323 0,031? 0,033
10 0,019? 0,0229 0,0224 0,021
15 0,0195 0,0197 0,0194 0,016
20 0,0196 0,0181 0,0178 —
Температура 0 ° С
5 0,1196 0,1340 0,1332 0,138
10 0,0798 0,0879 0,0875 0,088
15 0,0707 0,0725 0,0723 0,068
20 0,0676 0,0648 0,0647 —
Температура 20 С
2,5 0,7793 0,8196 0,820
5 0,4331 0,4647 0,4663 0,440
10 0,2690 0,2884 0,289? 0,290
15 0,2220 0,2296 0,2308 0,230
20 0,2017 0,2002 0,2014 —
Температура 40 С
2,5 2,4142 — 2,3970 2,500
5 1,3130 1,3733 1,3290 1,350
10 0,7778 0,8181 0,794? 0,850
15 0,6118 0,6331 0,6166 0,660
20 0,5344 0,5406 0,5276 0.570
153
связи с этим целесообразно сравнить полученные численные результаты с
экспериментальными величинами влагосодержания газон при Т < 273,15 К.
Такие данные имеются в литературе, но для систем метан— лед, азот—лед
(табл. 4.10, 4.11). Н.Е. Косяков и др. [61, 62| исследовали влагосодержание
метана и ряда других газов над льдом до давлс'ний 10 МПа и температур
233 К, иногда глубоко вторгаясь в область существования газового гидрата
метана (но авторы этих публикаций, по-видимому, вообще не были знако-
мы с газовыми гидратами и полагали, что изучают влагосодержание именно
над льдом во всем диапазоне исследованных термобарических парамет-
ров!).
Таблица 4.10
Сравнение экспериментальных и расчетных данных по влагосодержанню метана
при равновесии со льдом и газовым гидратом кубической структуры 1
Давление, МПа Растворимость влаги в метане, мол.%
Эксперимент Расчет
Равновесие со льдом или гидратом Равновесие лед —газ Равновесие гидрат KC-i — газ
Температура 273,15 К
1,013 0.0650 0.06359 0,07307’
2,027 0,0340 0.03355 0,03469’
4.053 0,0180 0,01875’ 0,01746
6,080 0,0125 0,01403’ 0,01233
8,106 0,0100 0,01185’ 0,01002
10,133 0,0085 0,01070’ 0,00877
Температура 263,15 К
1,013 0,0275 0,02723 0,02989’
2,027 0,0140 0,01447’ 0,01426
4,053 0,0075 0,0082Г 0,00729
6,080 0,0056 0,00625’ 0,00524
8,106 0,0044 0,00539’ 0,00435
10,133 0,0038 0,00498’ 0,00391
Температура 253,15 К
1,013 0.0107 0,01090 0,01140’
2,027 0,0056 0,00584’ 0,00548
4,053 0,0031 0,00338’ 0,00285
6,080 0,0023 0,00263’ 0,00210
8.106 0,0019 0,00233’ 0,00179
10,133 0,0017 0,00221’ 0,00166
Температура 243,15 К
1,013 0,0042 0,00405’ 0,00401
2,027 0,0022 0,00219’ 0,00194
4,053 0,0012 0,00130’ 0,00104
6,080 0,009 0,00104’ 0,00079
8,106 — 0.00095’ 0,00070
10,133 0,0007 0,00094’ 0,00068
Температура 233,15 К.
1.013 0,0014 0,00138’ 0,00129
2,027 0,0008 0,00076’ . 0,00063
4,053 — 0,00046’ 0,00035
6,080 0,0003 0,00039’ . . 0,00027
8.106 — • 0,00037’ 0,00026
10.133 — 0,00039’ 0;0б027
’ Метастабильное равновесие.
154
Таблица 4.! I
Сравнение экспериментальных и расчетных данных влагосодержания азота
при равновесии со льдом и газовым гидратом кубической структуры II
Давление, МПа Растворимость влаги в азоте, мол.%
Эксперимент Расчет ]
Равновесие со льдом или гидратом Равновесие лед —газ Равновесие гидрат КС-П-газ
Температура 273,15 К
1,013 0,0660 0,06356' 0,08693'
2,027 0,0346 0,03348' 0,04282*
4,053 0,0180 0,01858' 0,02192’
6.080 0,0138 0,01403' 0.01537*
8,106 0,0110 0,01138' 0,01227’
10,133 0,0090 0,01004* 0,01051*
Температура 263,15 К
1,013 0.0285 0,02723 0,03703*
2,027 0.0148 0,01445 0,01829’
4,053 0,0083 0,00814 0,00947*
6,080 0,0061 0,00610 0,00673*
8,106 0,0051 0,00513 0,00544*
10,133 0,0047 0,00459 0,00473*
Температура 253,15 К
1,013 0,0110 0,01091 0,01473*
2,02? 0,0060 0,00584 0.00730'
4,053 0,0035 0,00335 0,00383'
6,080 0,0026 0,00256 0,00278'
8,106 0,0022 0,00219 0,00228'
10,133 0,0020 0,00199 0,00201'
Температура 233,15 К
1,013 0,0016 0,00139 0,00183’
2,027 0,0009 0,00076 0,00092'
4.053 0,0005 0,00046 0,00050’
6,080 0,0004 0,00037 0,00038'
8,106 — 0,00033' 0,00033
10,133 — 0.0003 г 0,00030
Метастабильное равновесие.
Мы сравнили (см. табл. 4.10, 4.11) экспериментальные данные [60, 61]
по влагосодержанию метана и азота над льдом с нашими расчетами (при
этом никакие параметры термодинамической модели газовой фазы не под-
гонялись). Обнаружено очень хорошее согласие расчетных и эксперимен-
тальных величин (-1%) вплоть до температур 253 К, если, разумеется, ин-
терпретировать экспериментальные данные как влагосодержание над гид-
ратом, а не над льдом (при заведомом "вторжении" в гидратную область), и
вполне удовлетворительное согласие вплоть до температуры 233 К (при
низких давлениях). Отсюда, в частности, следует, что принятая экстраполя-
ция второго смешанного вириального коэффициента В, 16 на низкие тем-
пературы оказалась вполне удачной. Поэтому-то и появилась возможность
пересмотреть и подкорректировать существующие номограммы по влаго-
содержанию метана при температурах ниже 273 К.
Были проведены многочисленные расчеты влагосодержания метана и
газовых смесей, моделирующих газы сепарации типичных газоконденсат-
ных месторождений (например, близких по составу к валанжинской зале-
жи Уренгойского ГКМ). Численные результаты по равновесному влагосо-
155
держанию над водой, переохлажденной водой, гексагональным льдом и га-
зовыми гидратами различных структур представлены в табл. 4.12 — 4.15.
Расчетные данные приведены для молярного процента влаги (1 ООу) в газо-
вой фазе. Напомним, что пересчет молярной доли у на величину влагосо-
держания W (в г/м3 газа при 0,101325 МПа и '20 “С) осуществляется по со-
отношению W = 750,34у. Результаты подобных расчетов используются да-
лее при анализе показателей качества природного газа и сопоставлении
между собой различных точек росы по водным фазам.
Таблица 4.12
Влагосодержание метана при равновесии с водой
(при температурах ниже 0 °C - переохлажденной)
Температура. аС Содержание воды, мол.%. при давлениях газа. МПа
3 4 5 6 7 8
10 0,04714 0.03708 0,03113 0,02725 0,02453 0,02257
0 0.02382 0,01886 0,01594 0,01405 0.01275 0,01182
-5 0,01659 0,01318 0,01119 0,00990 0.00902 0,00841
-10 0,01137 0,00907 0,00773 0.00688 0.00630 0,00590
-15 0,00766 0,00614 0,00526 0,00470 0,004330 0,00408
-20 0,00506 0,00408 0,00351 0,00316 0.00293 0,00278
-25 0.00328 0,00266 0,00230 0,00208 0.00195 0,00186
Таблица 4.13
Влагосодержание метана при равновесии с гексагональным льдом
Температура, °C Содержание воды, мол.%, при давлениях газа, МПа
3 4 5 6 7 8
0 0,02390 0,01895 0,01604 0,01415 0,01286 0,01194
-5 0,01587 0,01263 0,01073 0,00951 0,0868 0,00810
-10 0,01038 0,00829 0,00708 0,00630 0,00578 0,00542
-15 0,00668 0,00536 0,00460 0,00412 0,00380 0,00358
-20 0,00423 0,00341 0,00294 0,00265 0,00246 0,00234
-25 0,00263 0,00213 0,00185 0,00168 0,00157 0,00150
Таблица 4.14
Влагосодержание метана при равновесии с газовым гидратом структуры I
Температура, “С Содержание воды, мол.%, при давлениях газа, МПа
3 4 5 6 7 8
0 0,02328 0,01768 0,01448 0,01246 0,01108 0,01011
-5 0,01510 0.01151 0,00947 0,00818 0,00731 0,00670
-10 0,09632 0,00737 0,00610 0,00529 0,00476 0,00439
-15 0,00605 0,04652 0,00387 0,00338 0,00305 0,00283
-20 0,00373 0,02885 0,00241 0,00212 0,00193 0,00180
-25 0,00226 0,00176 0,00148 0,00131 0,00120 0,00113
Таблица 4.15
Влагосодержание природного газа (90 мол.% СН4; 8 мол.% CjH^ 2 мол.% С3Нв)
при равновесии с газовым гидратом структуры П
Температура, °C Содержание воды в сжатом газе, мол.%, при давлении, МПа
3 4 5 ,6 7 8
0 0,02008 0,01541 0,01276 0,01110 0,01000 0,00924
-5 0,01295 0,00998 0,00831 0,00727 0,00659 0,00613
-10 0,00821 0,00636 0,00533 0,00469 0,00428 0,00402
-15 0,00512 0,00399 0,00336 0,00298 0,00275 0,00260
-20 0,00313 0,00246 0,00209 0,00187 0,00174 0,00167
156
Па основе проведенных расчетных исследований представляется целе-
сообразным для удобства использования в оперативных оценках разрабо-
тать простые эмпирические корреляции, пригодные в сравнительно узком
диапазоне температур и давлений (пусть даже с некоторой потерей точнос-
ти расчета], характерном именно для условий промысловой подготовки
газа. Особенно это относится к области отрицательных (по Цельсию) тем-
ператур. где надежность существующих и повсеместно используемых но-
мограмм и таблиц по влагосодержанню газа вызывает определенные со-
мнения. Кроме того, с использованием подобных методик оперативного
расчета появляется реальная возможность более полного анализа такого
важного понятия, как точка росы газа по водной фазе (по воде, льду и ги-
дратам). в частности, удается установить интересные взаимосвязи между
этими точками росы для различных условий промысловой и заводской об-
работки газа.
Предлагаемые ниже корреляции [63] имеют определенное теоретичес-
кое обоснование: общая структура этих корреляций получена посредством
некоторого огрубления термодинамически последовательной расчетной
схемы, тогда как эмпирические коэффициенты в этих корреляциях калиб-
рованы так, чтобы описать результаты расчетов по описанной ранее мето-
дике термодинамического расчета.
Как уже отмечалось, обычно используемые номограммы и корреляции
по влагосодержанню газа нуждаются в уточнении при низких температу-
рах.
Для расчета влагосодержания метана WB (в г/м3 газа, приведенного к
0,101325 МПа и 20 °C) главным образом над переохлажденной водой (т.е.
при Т < 273,15 К) рекомендуется следующая зависимость:
W = — ехр 18 - -374-0,78 + 0,2883р - 0,00086рТ
р Т- 46,13
(4.14)
Границы ее применимости: 248 К < Г < 275 К и р < 12 МПа. В указан-
ном диапазоне термобарических параметров погрешность аппроксимации
расчетных значений влагосодержания формулой (4.14) в среднем составляет
всего 1 — 3 %, тогда как экспертно оцениваемая нами общая погрешность
этой формулы, по-видимому, может составить 5 — 8%. Весьма существенно
и то обстоятельство, что использование формулы (4.14) вне указанных гра-
ниц ее применимости не приводит к серьезным неточностям: просто не-
сколько увеличивается ее погрешность. Вместе с тем нами не рекомендует-
ся использовать зависимости типа (4.14) при давлениях выше 12— 15 МПа.
Что же касается влагосодержания над льдом W\, то при температурах
Т < 273,15 К эта величина должна быть несколько ниже, чем величина вла-
госодержания WB над переохлажденной водой, поскольку при Т < 273.15 К
гексагональный лед является термодинамически более стабильной фазой,
чем жидкая вода. Следовательно, для расчета влагосодержания над льдом
необходимо умножить величину влагосодержания, полученную по формуле
(4.14), на некоторый корректирующий множитель кл < 1. Этот множитель
может быть представлен в следующем, теоретически обоснованном виде:
ад = 2,20;
157
Т„ = 273,15 - 0,0745р, (4.15)
где Тд — температура плавления льда в зависимости от внешнего давления
р; ад — эмпирический параметр (который, однако, может быть увязан с
энтальпией плавления льда). Параметр ад практически не зависит от темпе-
ратуры.
Таким образом, влагосодержание льда И/д предлагается рассчитывать
по формуле
W, = kAWt. (4.16)
Следует подчеркнуть, что формула (4.16) имеет вполне самостоятель-
ное значение, а ее класс точности выше, чем формулы (4.15). Например,
при переходе от влагосодержания метана к влагосодержанию газов слож-
ного состава формулу (4.15) следует несколько модифицировать, а формула
(4.16) сохраняется в прежнем виде.
Аналогичным образом может быть описано и равновесное влагосо-
держание 147 над газовым гидратом метана структуры I.
Рекомендуется следующая схема расчета IV/.
Wr = krlVB;
kr = ехр^Я-CZifj. (4Л7)
ar = 3,59;
Тг = 7694,3/(29,112 - lnp).
Здесь Tr — температура образования гидрата при рассматриваемом
давлении р (имеются в виду р, Т — условия трехфазного равновесия газ —
вода — гидрат), а эмпирический параметр аг слабо зависит от температу-
ры и давления и может быть принят практически постоянным.
При расчетах влагосодержания природного газа газоконденсатных ме-
сторождений над гидратом меняется лишь зависимость Tr = f(p); для каж-
дого состава газа должна использоваться своя зависимость Тг, так как ус-
ловия гидратообразования чувствительны к составу газа (по гидратообра-
зующим компонентам: этану, пропану, изобутану, диоксиду углерода и се-
роводороду). В то же время эмпирический параметр аг заметно менее чув-
ствителен к составу газа и его величина может быть табулирована для ряда
характерных составов природного газа газоконденсатных месторождений.
Относительно погрешности расчета по формуле (4.17) можно утверж-
дать, что она возрастает с ростом давления (не рекомендуется использовать
(4.17) при давлениях выше 10—12МПа) и с понижением температуры. Од-
нако для практически интересных ситуаций погрешность расчета, по на-
шим оценкам, не превысит 10 %.
Таким образом, Предложены простые эмпирические корреляции для
расчета влагосодержания над водой, льдом и газовыми гидратами. Зависи-
мости (4.14) — (4.17) рекомендуется использовать при проектировании и
эксплуатации систем промысловой и заводской обработки газа особенно
при оперативных расчетах..
Перейдем к краткому обсуждению методики и результатов расчета
трехфазных равновесий.
Для описания трехфазных равновесий природного газа по аналогии с
двухфазными равновесиями также принята упрощенная постановка задачи,
158
приводящая только к одному нелинейному алгебраическому уравнению.
Упрощение достигается тем, что фиксируется состав природного газа (в
газовой фазе или растворенного в воде), причем этот состав задается на
безводной основе. Кроме того, фиксируется исходный состав водного рас-
твора ингибитора гидратообразования (осушителя). В итоге получается од-
но трансцендентное уравнение типа (4.11), но дополненное членами, опи-
сывающими растворимость газа в жидкой водной фазе. Алгоритм решения
этого уравнения вполне аналогичный приведенному для случая двухфазных
равновесий и здесь поэтому подробно не обсуждается. В итоге рассчитыва-
ется не только кривая фазового равновесия, но и составы сосуществую-
щих фаз (т.е. растворимость воды, метанола и ДЭГа в сжатом природном
газе), а также растворимость газа в соответствующей водной фазе (в случае
гидратной фазы — состав газа в гидрате, степени заполнения и гидратные
числа).
Примеры расчета трехфазных равновесий газовых гидратов представ-
лены в табл. 4.16, 4.17.
Наряду с достаточно строгими подходами к расчету трехфазных рав-
новесий, основанными на термодинамических моделях сосуществующих
фаз, в газопромысловой практике используют и многочисленные эмпири-
ческие зависимости для расчета трехфазных равновесий многокомпонент-
ная газовая смесь — водная фаза — газовый гидрат. Зачастую эти эмпири-
ческие формулы не имеют под собой какой-либо термодинамической ос-
новы (в качестве характерных примеров упомянем эмпирические формулы
Таблица 4.16
Влагосодержание метана на линии трехфазного равновесия: газ — вода
(лед) - гидрат
Темпера- тура, К Давление. МПа Содержание воды в метане Темпера- тура, К Давление, МПа Содержание воды в метане
мол.% кг/1000 м3 мол.% кг/1000 м3
Равновесие VIH — "газ — лед — гидрат КС-1" Равновесие VLH — "газ — вода —гидрат КС-Г
223,15 0,463 0,00094 0,00707 273,15 2,570 0,02717 0,2039
233,15 0,655 0,00207 0,01556 278,15 4,176 0,02574 0,1931
243,15 0,955 0,00428 0,03211 283,15 6.95 0,02464 0.1849
248,15 1,135 0,00605 0,04536 288,15 11,78 0,02481 0,1862
253,15 258,15 263,15 268,15 1,341 1,575 1,842 2,160 0.00842 0,00116 0,01574 0,02100 0,06321 0,08699 0,1181 0,1576 293,15 21,91 0,02620 0,1966
Таблица 4.17
Влагосодержание природного газа (90 мол.% СН,; 6 мол.% С2Нв; 3 мол.% С3Нв;
0,5 мол.% 1-С4Н,0; 0,5 мол.% н-С.Н]0) на линии трехфазного равновесия
Темпера- тура, К Давление. МПа Содержание воды в метане Темпера- тура, К Давление, МПа Содержание воды в метане
мол.% кг/1000 м3 мол.% кг/1000м3
Равновесие VIH — “газ — лед — гидрат КС-П1' Равновесие VLH — "газ —лед— гидрат КС-П"
243,15 0,1580 0,02437 0,1829 273,15 0,6494 0,09737 0,7306
253,15 0.2588 0.04062 0,3048 278,15 1,1630 0.07961 0.5974
263,15 0,4112 0,06481 0,4863 283,15 2,0700 0,06560 0.4922
268,15 0,5160 0,08018 0,6016 293,15 7,6220 0,04314 0,3237
159
Кемпбела, Пономарева, Макогона и др. — их детальный анализ и сопос-
тавление см. в работе [31]]. Тем не менее подобные простые формулы в
ряде случаев оказываются практически полезными при оперативных инже-
нерных расчетах. В этой связи была предпринята попытка существенного
улучшения качества подобных формул посредством приближенного анали-
за термодинамической модели газового гидрата, получения общей структу-
ры эмпирических формул с последующей калибровкой параметров этих
формул как непосредственно с использованием экспериментальных дан-
ных, так и с использованием расчетов по более точной термодинамичес-
кой модели. В таком подходе "исчезают" сильно коррелированные между
собой константы Ленгмюра для больших полостей газогидратных структур
и параметры гипотетической незаполненной решетки гидрата (большие
полости газогидратных структур в данной схеме расчета полагаются пол-
ностью заполненными гостевыми молекулами). Вместо этих параметров в
формулах фигурируют имеющие ясный физический смысл давления гидра-
тообразования чистых компонентов (при незаполненных малых полостях,
что для ряда включенных газов является гипотетическим состоянием), а
также аналоги констант Ленгмюра для малых полостей. Детальный анализ
выбора формы эмпирических зависимостей для описания равновесных ус-
ловий гидратообразования из смеси газов дан в монографии [31]. Здесь же
приведем только расчетную схему наиболее простого из разработанных
вариантов.
В рамках этого варианта расчет равновесного давления гидратообразо-
вания для природной газовой смеси определяется в два этапа. На первом
этапе рассчитывается давление гидратообразования р°^ при температуре
То = 273,15 К. На втором этапе с использованием найденного значения р°„
определяется давление рсм, отвечающее температуре Т то (в рассматрива-
емом далее варианте конкретно используется методика эталонной кривой
гидратообразования, но возможны и несколько другие подходы). Как уже
упоминалось, структура аналитических зависимостей, по которым прово-
дятся вычисления, следует из приближенного анализа термодинамических
моделей газового гидрата (в этом-то и состоит преимущество излагаемого
подхода по сравнению с сугубо эмпирическими зависимостями Пономарева
и др.).
Для гидратов кубической структуры I равновесное давление гидрато-
образования рс°м (в МПа), отвечающее температуре То = 273,15 К, опреде-
ляется по следующей зависимости:
сн4 +150yH2S + l,5yN2)p“M 3
о Усн4 У h2s Ук2 Усо2 х Ус2н6
6,16 0,236 5S + 1,25 ' 0,526
Рем
(4-18)
Здесь у, — молярная доля /-компонента в газовой фазе. Погрешность
в определении р°и для многокомпонентных газовых смесей оценивается в
10 % (подавлению). '
Для гидратов кубической структуры II равновесное давление гидрато-
образования р°м (в МПа), отвечающее температуре То = 273,15 К, опреде-
ляется по соотношению
160
[1 + (2.4уСН1 4- 45yH2S + 0,96yN2 + 1,4yCO2)p°M ] =
= —г-------------------------!------------------------------ (4.19)
о Усн4 Ун2й Ун2 + Усо2 Ус2нс Ус3на + У пс4н|о
Рсм 200 + 10 3217 10 2,5 0,176 0.113 1.6
Здесь у, — молярная доля /-компонента в газовой фазе. Погрешность в оп-
ределении р°и для многокомпонентных газовых смесей оценивается в 10 —
15 % (по давлению).
Следующий этап расчета — определение равновесного давления гидра-
тообразования, отвечающего температуре Т ф То. Наиболее простой путь
здесь состоит в использовании эталонной кривой гидратообразования (для
эталонной газовой смеси, условия гидратообразования которой определены
либо экспериментальным путем, либо посредством более строгого расчета).
Допустим, что условия гидратообразования (имеются в виду трехфазные
равновесия VLH и VIH) для эталонной кривой известны и определяются,
например, соотношением
1прзт = А - - + ClnT.
т
Если рассматриваемая и эталонная смеси довольно близки по составу,
то их кривые гидратообразования почти "эквидистантны", поэтому давле-
ние гидратообразования рсм можно определить из соотношения
о
Рсм __ Рсм
р°т
или из заметно более точного соотношения
Рсм^см „ Рс.м^сн
Рэггэт р°тг°т '
4.4. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
В гл. 1 была представлена детальная информация о технических условиях и
требованиях на качество природного газа, транспортируемого по газотран-
спортным системам и поставляемого различным группам потребителей.
Рассмотрены три основных регламентирующих документа — отраслевой
стандарт на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые
по магистральным газопроводам ОСТ 51.40 — 93, ГОСТ 5542 — 87 на газы
природные для промышленного и коммунально-бытового назначения и
ГОСТ 27577 — 87 на газ природный сжатый для газобаллонных автомоби-
лей. Целесообразность на сегодняшний день нормирования показателей
качества природных газов несколькими нормативно-техническими доку-
ментами определяется различием требований на показатели качества газа
для магистрального транспорта и для использования его в промышленнос-
ти, в быту и как топлива для газобаллонных автомобилей и других средств
6 — 830
161
передвижения. В перспективе, на наш взгляд, необходимо разработать еди-
ный нормативный документ, охватывающий все аспекты транспортировки
и народнохозяйственного применения природного газа.
В гл. 1 также отмечено, что указанные стандарты имеют ряд серьез-
ных недостатков, особенно применительно к северным газовым и газо-
конденсатным месторождениям, поскольку в должной мере не учитывают
сложившиеся реалии. Например, в этих стандартах отсутствуют какие-либо
показатели по содержанию метанола и гликолей (как растворенных в при-
родном газе, так и в капельном виде), нет привязки к определенному дав-
лению, вообще не приводится четких и строгих определений основных
показателей — точек росы газа по воде и углеводородам, а также отсутст-
вует взаимоувязка показателей качества товарного газа на УКПГ и в маги-
стральном газопроводе в зависимости от применяемой технологии про-
мысловой обработки газа.
В газовой промышленности уже более 20 лет активно обсуждаются
вопросы критериев качества товарного газа (приведем только некоторые
ссылки на публикации в этом направлении, появившиеся в последние годы
[64 — 73]). При этом главным образом обсуждается, как в промысловых
условиях обеспечить соблюдение показателей ОСТа [71—73], а также во-
прос о возможности и целесообразности в отдельных случаях не вполне
строго следовать установленным стандартом нормам [64, 66, 68]. Достаточ-
но подробно проанализировано и понятие точки росы по (тяжелым) угле-
водородам, чего нельзя сказать относительно понятия точек росы по вод-
ным фазам. Так, в большинстве опубликованных работ конкретный ана-
лиз проводят в терминах "точки росы газа по влаге", даже не задаваясь
простейшим вопросом, а насколько вообще корректно использовать этот
традиционный показатель и что собственно он означает в том или ином
случае?
В связи с этим ниже рассматриваются несколько взаимосвязанных
показателей, характеризующих качество товарного газа с точки зрения
возможности выделения в магистральном газопроводе водной неуглеводо-
родной фазы. При этом в основном использованы результаты серии рас-
четно-методических работ ВНИИГаза и Уренгойгазпрома, посвященных
этому вопросу [74 — 78].
Общий, анализ понятия точки росы газа
по водным, фазам
В целях создания необходимых предпосылок по дальнейшему совершенст-
вованию технических требований к качеству товарного газа детально про-
анализируем применяемый в отраслевом стандарте ОСТ 51.40 — 93 основной
показатель — точку росы газа по влаге. Сразу отметим, что использование
в стандарте этого понятия (да еще без сколько-нибудь явного определения),
на наш взгляд, совершенно недостаточно, учитывая многообразие техноло-
гических процессов обработки газа. Поэтому представим понятийный ап-
парат точек росы газа по водной фазе, позволяющий более четко анализи-
ровать качество газа в зависимости от применяемых технологических про-
цессов промысловой подготовки и заводской обработки природных, неф-
тяных и технологических газов.
Под точкой росы газа понимаем температуру (при заданном давлении),
когда из газа начинает выделяться (конденсироваться) водная (неуглево-
162
дородная) фаза. Таким образом, точка росы газа по водной фазе - это
минимально возможная температура, когда еще углеводородная система
находится в однофазном состоянии, тогда как при дальнейшем снижении
температуры из газа выделяется первая капля (или кристаллик) водной фа-
зы. Что имеется в виду под водной фазой? В зависимости от применяемо-
го метода обработки газа и технологических режимов из осушенного и
очищенного природного газа могут конденсироваться как чистая вода, так
и водные растворы метанола, гликолей, аминов и других реагентов, приме-
няемых при добыче газа (например, растворов ингибиторов коррозии), а
также лед и газовые гидраты.
В первом приближении основные процессы промысловой и заводской
обработки газа разделим на три группы: адсорбционные, абсорбционные и
низкотемпературные. Проанализируем с рассматриваемой точки зрения
последовательно эти три группы технологических процессов.
Наиболее простым представляется адсорбционный процесс осушки и
очистки газа, поскольку можно полагать, что здесь не вносится дополни-
тельных примесей в газовую фазу. Применительно к анализу качества под-
готовки газа адсорбционным методом целесообразно ввести сразу четыре
температурных показателя точек росы газа по водной фазе:
• традиционная точка росы газа по влаге (по жидкой воде или в более
общем случае — по водному раствору летучего ингибитора гидратообразо-
вания); при этом следует отметить, что под точкой росы ниже О °C
(скажем, при — 15 °C) понимается температура начала конденсации из газо-
вой фазы метастабильной фазы — переохлажденной жидкой воды;
• точка льда (инея) или точка росы газа по льду, т.е. температура на-
чала конденсации из газа твердой водной фазы — гексагонального льда;
« точки гидрата (газогидратные точки) или точки росы газа по газо-
вым гидратам, т.е. температура начала конденсации из газа твердого газо-
вого гидрата кубической структуры I и II (другие структуры газовых гидра-
тов в рассматриваемом случае не представляют практического интереса).
Обсудим некоторые особенности этих температурных точек и их вза-
имное расположение. Это стало возможным благодаря разработанному
ВНИИГазом программному обеспечению, позволяющему проводить расче-
ты двух- и трехфазных равновесий углеводородных систем с водными фа-
зами (см. разделы 4.2 и 4.3).
Прежде всего отметим весьма слабую зависимость точек росы газа по
влаге и по льду от компонентного состава газовой фазы (при заданном
давлении и влагосодержании газа): лишь наличие в газе сероводорода и
диоксида углерода (при их суммарном содержании более 5 об.%) может
заметно повлиять на точку росы (в сторону ее понижения по сравнению с
чистым метаном при одной и той же величине влагосодержания газа), В
то же время точка гидрата значительно больше зависит от компонентно-
го состава газа (от содержания в природном газе компонентов, легко
образующих гидраты, т.е. пропана, изобутана, сероводорода, этана и
диоксида углерода). Более того, в зависимости от компонентного состава
газовой фазы из нее может кристаллизоваться газовый гидрат как струк-
туры I, так и структуры II, т.е. строго говоря, нужно вводить в рассмотре-
ние именно две гидратные точки: гидрата I и гидрата II (при этом одна из
газогидратных фаз должна рассматриваться как метастабильная). Следует,
однако, подчеркнуть, что при небольшом содержании в осушенном и
очищенном газе основных гидратообразующих компонентов: С3, z-C4 и
6'
163
H?S эти две гидратные точки оказываются довольно близкими между
собой.
Рассмотрим практически интересный пример, когда сеноманский газ
северных месторождений (т.е. практически чистый метан) при давлении
7,5 МПа осушен в соответствии с ОСТ 51.40 — 93 до температуры точки ро-
сы по влаге (чистой воде) — 10 °C (летом) и —20 °C (зимой). В данном слу-
чае имеем картину взаимного расположения точек росы газа по водным
фазам, представленную в табл. 4.18. В частности, согласно данным табл.
4.18 из природного газа (метана), осушенного до точки росы —20 °C, лед
выделяется уже при — 18 °C, а твердая газогидратная фаза будет выделяться
примерно при —15 °C (а для природных газов, содержащих С, и i-C4 в ко-
личестве нескольких об.% уже при (—12) — (—13) °C. Разработчики ОСТ
51.40 — 93, по-видимому, полагали, что соблюдение показателя точки росы
газа по влаге, равного, например, —20 °C, как раз и обеспечивает одно-
фазный магистральный транспорт газа практически до температуры
— 20 °C, что, как видим из данных табл. 4.18, не вполне корректно. Здесь
целесообразно отметить, что впервые пониженное влагосодержание газа,
равновесного с гидратом, по сравнению с его влагосодержанием над пере-
охлажденной водой, было обнаружено еще Гаммершмидтом в 1934 г. В
проведенном этим известным американским специалистом промысловом
эксперименте влажный (насыщенный парами воды) природный газ из га-
зоконденсатной скважины под давлением 3,5 МПа поступал в газопровод,
где естественным образом охлаждался до температуры 3,3 °C (при этом
согласно фазовой диаграмме этот природный газ должен находиться в рав-
новесии с газовым гидратом кубической структуры II). В то же время за-
меренная влагомером конденсационного типа точка росы охлажденного до
3,3 °C газа оказалась равной —3,9 °C (!), т.е. разница между точкой росы
по переохлажденной водой фазе и точкой гидрата составила пример-
но 7 °C.
На это же обстоятельство в конце 70-х — начале 80-х гг. активно об-
ращали внимание и специалисты ТюменНИИГипрогаза (здесь следует особо
отметить вклад А.Г. Касперовича) при разработке совместно с ВНИИГазом
концепции "рациональной глубины осушки" газа на месторождениях
Крайнего Севера, а еще ранее в научно-технической литературе в постано-
вочном плане обсуждались методы так называемой "газогидратной" осушки
газа, основным положением которых как раз являлось то, что равновесное
влагосодержание над газогидратной фазой может быть заметно ниже, чем
над чистой водой или льдом (подчеркнем, что здесь имеются в виду мета-
стабильные двухфазные равновесия: газ —вода и газ —лед в области суще-
ствования более стабильной газогидратной фазы).
В связи с введением нескольких точек росы по водной фазе имеет
Таблица 4.18
Температуры точек льда и гидрата в зависимости от точки росы осушенного газа
по влаге, °C
Точка росы газа по влаге (переохлажден- ной воде) Точка инея (гекса- гонального льда) Точка гидрата ме- тана структуры I Точка гидрата метана структуры П (гипоте- тическая в данном случае)
— 10 (лето) -20 (зима) -8,95 -18 -6,65 -15,32 -6,92 -15,50
164
смысл подробнее обсудить, как эти термодинамически строго определен-
ные температурные точки связаны с реально наблюдаемой конденсацион-
ными влагомерами точкой росы по влаге. С этой целью кратко рассмот-
рим механизм зарождения и образования водной фазы на зеркале конден-
сационного прибора-влагомера. Детальные исследования механизма кон-
денсации проводились только применительно к определению точки росы
влажного воздуха, находящегося при атмосферном давлении. Так,
В.А. Зайцев и А.А. Ледохович (1974 г.) отмечали, что в рассматриваемом
случае образование росы при охлаждении зеркальца происходит в не-
сколько этапов. Сначала визуально начинают наблюдаться "слабые блики",
появление которых может интерпретироваться как рассеяние света ядрами
конденсации, образовавшимися в прилегающем к зеркалу пограничном
слое анализируемого воздуха. При этом размеры частиц конденсированной
фазы еще соизмеримы с длиной световой волны. Условия фиксации росы
на зеркале прибора создаются лишь при появлении на нем частиц, отра-
жающих световой поток с длиной волны от 0,4 до 0,76 мкм. При дальней-
шем снижении температуры охлаждаемой зеркальной поверхности появ-
ляются уже капли жидкости с характерными размерами 1,4 —9 мкм, даю-
щие интенсивное рассеяние света. Температура зеркальца, соответствую-
щая этой стадии процесса, и принимается за экспериментальную темпера-
туру точки росы газа по влаге.
Что же касается наблюдений за точкой росы сжатого природного га-
за, то по крайней мере до температур (— 20) — (— 25) °C на зеркале влаго-
мера (конденсационного типа, например, "Харьков-1М") визуально фикси-
руется образование в начальный момент капелек переохлажденной воды,
которые постепенно затвердевают (т.е. переходят в фазы льда и/или гид-
ратов, причем, вероятнее всего,образуется ледовогазогидратная смесь). По
схеме А.Г. Касперовича (1980 г.), динамика фазовых переходов на зеркаль-
це прибора выглядит следующим образом:
Водяной пар (в сжатом природном газе)
Переохлаждённая вода (на поверхности зеркала) —> лед
4/
гидраты
Мы же полагаем, что подобная качественная картина конденсации
водной фазы на интенсивно охлаждаемой поверхности, вероятно, еще со-
храняется до температур ( — 30) — ( — 40) °C, поскольку при температурах
ниже —40 °C переохлажденная вода, по-видимому, уже не существует как
термодинамическая стабильная фаза. При более низких температурах
(примерно в диапазоне ( — 40) — (—50) °C на охлажденном зеркальце при-
бора, по-видимому, сразу конденсируется лед, возможно — аморфная фаза
льда (т.е. фактически наблюдается точка "инея"), и, наконец, при очень
низких температурах уже в самый начальный момент из газа на зеркаль-
ную поверхность конденсируются и лед, и газовые гидраты, в том числе
возможно образование метастабильных форм газовых гидратов, например,
с недозаполненными по отношению к равновесным значениям степенями
заполнения малых полостей в газогидратных структурах (т.е. наблюдаемая
точка росы окажется близкой к гидратной точке). Конечно, предстоит
осуществить экспериментальную проверку представленной качественной (и
165
в определенной мере еще гипотетической) картины конденсации водных
фаз на охлаждаемой поверхности влагомера конденсационного типа в за-
висимости от температуры. Наиболее пригодны для проведения подобного
экспериментального исследования методы СВЧ-диагностики (СВЧ-методика
с принципиальной точки зрения позволяет дифференцированно диагности-
ровать на охлаждаемой поверхности переохлажденную воду, водомета-
нольный раствор, лед и гидраты, однако на этом пути предстоит преодо-
леть ряд серьезных методических трудностей). На наш взгляд, при этом
нельзя исключать и обнаружения новых эффектов, уточняющих указанную
картину конденсации различных водных фаз в зависимости от температу-
ры на охлаждаемой поверхности прибора.
В то же время на стенках труб магистральных газопроводов газовые
гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя
стадию образования переохлажденной воды, поскольку здесь мы имеем
дело с довольно длительным процессом (в отличие от процесса измерения
точки росы приборами конденсационного типа характерное время гидра-
тоотложения на стенках труб — недели и месяцы).
Таким образом, рассмотренная несогласованность между требования-
ми ОСТ 51.40 — 93 и реальными условиями выделения в газотранспортной
системе из осушенного газа твердого газового гидрата (как наиболее ста-
бильной водной фазы в рассматриваемых термобарических условиях) свя-
зана с тем, что при определении точки росы газа приборами конденсаци-
онного типа в силу ограниченности по времени измерения (минуты, а ино-
гда и секунды, как в новой серии влагомеров КОНГ-Прима) в большинстве
случаев фиксируется именно температура точки росы газа по переохлаж-
денной воде (либо водному раствору ингибитора), тогда как в магистраль-
ном газопроводе как бы "наблюдается" температура другой точки росы —
по газогидратной фазе. Иными словами, газогидратные точки, характери-
зующие возможность выделения твердой фазы в магистральном газопрово-
де, являются "ненаблюдаемыми" при достаточно быстром измерении точки
росы влагомерами конденсационного типа (практически до температуры
-30 °C).
В связи с изложенным нам представляется более корректным в каче-
стве основного показателя качества газов, поставляемых по магистральным
газопроводам, вводить в технические требования непосредственно величину
остаточного влагосодержания осушенного газа (по крайней мере для при-
родных газов, по составу достаточно близких к чисто метановым и содер-
жащих лишь незначительное количество паров метанола), как, впрочем,
это уже и сделано в ГОСТ 27577 — 87, стандартизирующем технические
требования на сжатый природный газ, используемый как топливо для ав-
томобилей (см. гл. 1, табл. 1.5). При этом в приложении к обновленной
редакции ОСТ 51.40 — 93 должны быть приведены подробные таблицы по
пересчету влагосодержания газа (в зависимости от давления й компонент-
ного состава) на все четыре введенные выше точки росы' по водной
фазе. — по воде, льду и газовым гидратам. Нормируемая в обновлённом
стандарте величина остаточного влагосодержания осушенного газа вполне
может быть задана как функция не только времени года, но и компонент-
ного состава природного газа (главным образом следует учесть содержание
в газе пропана и изобутана).
Отметим, что при наличии в газе заметного количества паров метано-
ла понятие точки росы газа по влаге достаточно плавно переходит в поня-
166
тие точки росы газа по водометанольному раствору (точка росы по BMP).
Впервые последнее понятие введено и детально разработано в работе [67],
дальнейшее обсуждение понятия точки росы по BMP дано ниже.
Перейдем к обсуждению показателей качества подготовки газа аб-
сорбционными методами, в которых в качестве абсорбентов используются
малолетучие осушители — концентрированные водные растворы гликолей.
Рабочий диапазон температур контакта в абсорбере обычно изменяется от
10 до 35 °C, а при этих температурах в первом приближении можно пре-
небречь растворимостью гликолей в сжатом природном газе. Вполне оче-
видно, что если полностью пренебречь растворимостью гликоля в газе, то
рассмотренный понятийный аппарат точек росы полностью сохраняется
(так как случай нелетучего абсорбента вполне эквивалентен случаю нелету-
чего адсорбента). Учет же растворимости гликолей в сжатом природном
газе несколько меняет картину.
При формально строгом подходе к понятию температуры точки росы
природного газа, осушенного концентрированным гликолем, температура
точки росы и температура контакта в абсорбере должны теоретически
совпадать, а практически быть очень близкими (если полагать процесс
осушки равновесным по температуре, а также пренебречь некоторым уно-
сом гликоля в дисперсной форме с осушенным газом). Однако это фор-
мально-теоретическое совпадение указанных температур вообще не имеет
какого-либо практического значения из-за крайне незначительного количе-
ства выделяющейся жидкой фазы из осушенного газа при снижении его
температуры несколько ниже температуры контакта. Выделение же значи-
тельного (т.е. наблюдаемого влагомерами) количества конденсированной
водной фазы будет происходить при достижении температуры, близкой
именно к той температуре точки росы газа по жидкой воде, которая
должна была бы получиться, если бы гликоль вообще не растворялся в газе
(если производится измерение точки росы приборами конденсационного
типа), либо при достижении температуры гидратной точки (если происхо-
дит конденсация из газовой фазы гидрата на стенках трубы при транспор-
те осушенного газа).
Чтобы более наглядно представить себе возникающую здесь ситуацию,
рассмотрим следующий пример: пусть температура контакта в адсорбере
составляет 20 °C, а газ осушен до остаточного влагосодержания, отвечаю-
щего точке росы по переохлажденной воде, равной —20 °C. Тогда удельное
количество W выделяющейся жидкой фазы (водного раствора гликоля) в
зависимости от температуры, абстрагируясь от возможности выделения
льда и (или) гидратной фазы, можно представить схемой (рис. 4.1), из ко-
торой видно, что вблизи температуры t = —20 °C имеет место довольно
резкое увеличение количества выделяющейся жидкости из газовой фазы.
Именно наличие этого скачка и позволяет дать вполне строгое определение
точки росы: за температуру точки росы по жидкой водной фазе (при ис-
пользовании для осушки газа малолетучих абсорбентов типа гликолей) мо-
жет быть принято значение максимума величины d'-W/dt2 (в тех случаях,
когда отчетливый максимум существует — например, это справедливо для
диэтиленгликоля и температуры контакта 20 °C, но с ростом температуры
контакта рассматриваемый максимум постепенно "расплывается"). Отме-
тим еще, что для предельного случая нерастворимого в сжатом газе абсор-
бента эта вторая производная при температуре точки росы обращается в
бесконечность. Таким образом, данное корректное определение точки ро-
167
ническом институте (И.Н. Москалев
Рис. 4.1. Динамика выделения водного
раствора ДЭГа из осушенного газа
(условия в абсорбере, t = 20 °C и р =
= 7,5 МПа) при era охлаждении (в дан-
ном примере формально газ осушен до
точки росы по переохлажденной воде
— 20 °C, если пренебречь растворимос-
тью ДЭГа в газе)
сы по водной фазе имеет практиче-
ский смысл только для малолетучих
абсорбентов, но введение этого оп-
ределения позволяет анализировать
показатели качества осушенного га-
за расчетными методами. Это же
определение можно непосредствен-
но использовать и в разрабатывае-
мых в последнее время модифика-
циях СВЧ-влагомеров, настроенных
на количественный анализ конден-
сируемой на охлаждаемой поверх-
ности водогликолевой смеси.
Эти вопросы сейчас прораба-
тываются в Московском радиотех-
и И.П. Кориткин). В то же время ре-
ально наблюдаемая посредством конденсационных влагомеров температура
точки росы будет слегка выше (для практически интересных случаев — на
несколько десятых долей градуса), чем по данному выше определению точ-
ки росы, а ее некоторое "смещение" определяется чувствительностью вла-
гомера и особенностями методики измерения. Принципиально возможно
разработать поправочные функции на показания того или иного прибора в
зависимости от применяемого абсорбента и температуры контакта в
абсорбере.
Выполненный расчетный анализ ситуации с точками росы при аб-
сорбционной осушке газа приводит к следующим интересным выводам.
1. При фиксированных температуре и давлении в абсорбере и перехо-
де от малолетучего абсорбента к более летучему (представим ряд абсорбен-
тов: ТЭГ, ДЭГ, ЭГ,..., метилэтилкетон, этанол, вплоть до предельно лету-
чих — метанола и ацетона) с осушкой природного газа разными абсор-
бентами до одного и того же значения остаточного влагосодержания, опре-
деленная выше температура точки росы осушенного газа по воде посте-
пенно увеличивается. В "пределе", т.е. при переходе к гипотетическому аб-
сорбенту с нормальной температурой кипения, близкой к температуре ки-
пения воды (температура кипения абсорбента 100 °C или ниже), температу-
ра точки росы стремится к температуре контакта. Это означает, что мак-
симум величины d^W/dt1перемещается в сторону более высоких темпера-
тур, постепенно "расплываясь", и, наконец, соврем исчезает. Следователь-
но, теряет смысл и введенное определение — температура точки росы и
температура контакта начинают совпадать, что, разумеется, будет фикси-
роваться влагомером конденсационного типа.
2. Учет растворимости гликоля в газовой фазе приводит к небольшому
повышению температуры точки росы по жидкой водной фазе, в то же
168
время температура гидратной точки слегка понижается, т.е. происходит
как бы "сближение" этих точек (при сравнении с вышеприведенной каче-
ственной картиной расположения точек росы при использовании адсорб-
ционного метода осушки до того же самого остаточного влагосодержания).
Наконец, при переходе к достаточно летучим абсорбентам (существенно
более летучим, чем ДЭГ) взаиморасположение рассматриваемых точек мо-
жет поменяться даже на обратное, т.е. произойдет "инверсия": температура
гидратной точки станет ниже температуры точки росы по жидкой водной
фазе (подобная ситуация достаточно характерна для взаиморасположения
гидратной точки и точки росы по BMP).
3. Для заданных условий осушки газа (температура контакта, выбран-
ный абсорбент) вообще существует предельно достижимая "наблюдаемая”
точка росы осушенного газа. Например, при использовании ДЭГа как аб-
сорбента и температурах контакта выше 35 —40 °C практически невозмож-
но реализовать требования ОСТ 51.40 — 93 (т.е. обеспечить "наблюдаемую"
точку росы —20 °C или ниже), как ни увеличивай кратность циркуляции и
концентрацию отработанного раствора гликоля в абсорбере.
4. Расчеты показывают, что точка росы осушенного абсорбционным
методом газа обычно оказывается заметно ниже, чем точка гидрата. По-
этому осушка гликолями в "голове" низкотемпературного технологического
процесса обработки газа газоконденсатных месторождений должна осуще-
ствляться до точки росы (по водному раствору гликоля) по крайней мере
на 5—7 °C ниже, чем достигаемая далее в процессе минимальная темпера-
тура обрабатываемого газа. В противном случае произойдет отложение ги-
дратов в технологическом оборудовании. Довольно часто это обстоятельст-
во совершенно не принимается во внимание при проектировании устано-
вок. В качестве примера подобного технологического просчета можно
привести установку НТА Ямбургского ГКМ (УКПГ1В) по обработке валан-
жинского газа, в которой в "голове" процесса по проекту предусматрива-
лась колонна гликолевой осушки газа. По существу, при проектных пара-
метрах технологический процесс оказался совершенно неработоспособ-
ным: в начальный период эксплуатации этой установки наряду с вводом
ДЭГа в абсорбер пришлось ингибировать метанолом и низкотемператур-
ную часть установки, т.е. использовать двухреагентную технологию, что на
стадии проектирования вообще не предусматривалось. Однако еще до вво-
да в эксплуатацию УКПГ1В Ямбургского ГКМ специалисты ВНИИГаза не-
однократно обращали внимание на реальную возможность возникновения
такой ситуации и предлагали оригинальные решения по изменению техно-
логии.
Сейчас можно перейти к обсуждению показателей качества газа для
низкотемпературных процессов обработки газа.
Рассмотрим технологический процесс типа НТС. Для предупреждения
гидратообразования в установке НТС применяются ингибиторы гидратов, в
настоящее время обычно либо метанол, либо этиленгликоль (реже — ди-
этиленгликоль). Анализ процесса НТС при использовании в качестве анти-
гидратного реагента гликолей практически ничем не отличается от уже
рассмотренного предыдущего случая (существенная особенность состоит
только в том, что температура контакта "уходит" в отрицательную область
и может достигать ( — 10) — ( — 20) °C и ниже, т.е. фактически можно гово-
рить об "осушке" газа при низких температурах и одной теоретической
ступени контакта). Поэтому остановимся только на рассмотрении процесса
169
НТС, в котором используется сильно летучий (т.е. хорошо растворимый в ‘
сжатом природном газе) ингибитор гидратов — метанол.
Поскольку нормальная температура кипения метанола гораздо ниже
100 °C (она составляет -65 °C), то понятия температуры "наблюдаемой" точ-
ки росы, отличающейся от температуры контакта, здесь не возникает во-
все. Поэтому не вполне обоснованно применять термин "осушка газа ме-
танолом", как это иногда все еще делается в литературе. Обработка при-
родного газа метанолом при фиксированной температуре, разумеется,
уменьшает влагосодержание газа, но совершенно не изменяет его точку
росы (по водометанольному раствору — BMP).
Таким образом, в данном случае точка росы по воде заменяется на
точку росы по BMP, однако аналогично предыдущим случаям можно рас-
сматривать и точки льда и гидрата (имеются интересные нюансы в их on- I
ределении, на которых мы здесь не будем останавливаться). Температура
точки росы по BMP оказывается практически близкой к температуре
"контакта" (т.е. к температуре газа в концевом низкотемпературном сепа-
раторе установки НТС). Следует отметить, что на температуру точки росы
по BMP может влиять унос BMP в капельном (туманообразном) виде. При J
последующем повышении температуры обработанного газа (в рекупера-
тивном теплообменнике) унесенные из концевого сепаратора капли BMP
испаряются, и это, разумеется, несколько повышает температуру точки
росы по BMP (см. выполненные ниже расчеты).
Представляет интерес проанализировать качественный характер вза-
имного расположения точек росы газа по BMP и гидратной точки. В ряде
практически важных случаев температура гидратной точки оказывается
ниже температуры точки росы по BMP. Это весьма характерно при тем-
пературах точки росы по BMP ниже 0 °C. Таким образом, здесь ситуация
существенно отличается от адсорбционной осушки газа, в которой темпе-
ратура гидратной точки обработанного газа практически во всех интерес-
ных случаях оказывается выше точки росы по влаге. Иными словами, в I
низкотемпературных процессах обработки газа часто реализуется режим
"самоингибирования" газового потока, когда нет необходимости вводить в
охлаждаемый газовый поток дополнительное количество ингибитора гид-
ратообразования — метанола, поскольку вполне достаточным для преду-
преждения гидратов оказывается и растворенного в газе метанола, конден-
сирующегося при охлаждении газового потока. С точкой росы газа по ;
BMP связаны и другие интересные особенности. Так, смешивание двух по- !
токов газа, имеющих одинаковую точку росы по жидкой водной фазе i
(скажем, —20 °C), когда один газовый поток содержит пары метанола в
значительном количестве, а другой их почти не содержит (например, сме-
шивание подготовленных к дальнему транспорту сеноманского и валан-
жинского газов северных месторождений), может приводить к более вы- ,
сокой температуре точки росы по BMP (например, к —17 °C). Интересно и
влияние давления на изменение точки росы газа по BMP: здесь в отличие
от точки росы по чистой воде возможны "ретроградные эффекты". Ряд
возникающих методических вопросов (корректный учет влияния уноса
жидкости на точки росы; детальные расчеты взаимосвязи четырех введен-
ных точек росы; подробный 1фчественный анализ точки росы по водному
раствору труднолетучего абсорбента; влияние давления и компонентного !
состава газа на точки росы и т.д.). рассмотрены ниже. Сейчас же подведем ,
некоторые итоги общему обсуждению понятийного аппарата точек росы.
170
Можно сделать общий вывод, что фигурирующий в отраслевом стан-
дарте показатель точки росы газа по влаге до некоторой степени характе-
ризует качество газа, но более целесообразным представляется введение
как основного расчетного показателя остаточного влагосодержания
(особенно для газов, содержащих незначительное количество паров мета-
нола). Помимо остаточного влагосодержания, в качестве дополнительных
показателей должны фигурировать все четыре точки росы по водной фазе:
по (переохлажденной) воде и водным растворам, льду и гидратам (структур
I и II). Должны при этом указываться и методы измерения (и/или вычисле-
ния) этих точек росы. В то же время для низкотемпературных процессов
обработки газа, использующих метанол как ингибитор гидратообразова-
ния, практически вполне достаточный показатель — точка росы по BMP.
Таким образом, реальное обновление отраслевого стандарта должно преж-
де всего состоять в классификации процессов промысловой и заводской
обработки природного газа и разработке показателей качества примени-
тельно к каждому типовому технологическому процессу. При этом должны
быть указаны способы измерения (и/или расчета) этих показателей, а
также их взаимосвязи.
Анализ факторов, влияющих на температуру точки
росы по водометанольному раствору
Выше в самом общем, постановочном плане был рассмотрен понятийный
аппарат точек росы газа по водным фазам: по чистой воде (при Т <
< 273,15 К — по переохлажденной воде), водным растворам летучих и не-
летучих абсорбентов или ингибиторов гидратообразования, льду и газовым
гидратам. Ниже более подробно обсуждается понятие температуры точки
росы газа по водометанольному раствору (1 ГР по BMP). Проведены де-
тальные расчеты влияния изменения давления в газотранспортной системе
(магистральном газопроводе) и механического уноса жидкой водной фазы
из "концевого" аппарата УКПГ (низкотемпературного сепаратора) на точку
росы по BMP.
Углеводородные газы газоконденсатных месторождений проходят
промысловую и заводскую обработку с применением низкотемпературных
процессов (установки типа НТС, НТ А, НТС-СР, НТК и др.). Для преду-
преждения гидратообразования в этих установках используется водный
раствор ингибитора гидратообразования — чаще всего метанола или эти-
ленгликоля. Причем в северных условиях наиболее распространен летучий
ингибитор — метанол, так как этот реагент оказывается наиболее прием-
лемым для предупреждения гидратов в системах промыслового сбора сы-
рого газа, а применение двух реагентов на одном эксплуатационном объ-
екте далеко не всегда технологически целесообразно. Согласно ОСТ
51.40 — 93 газ северных месторождений должен быть осушен до температу-
ры точки росы, равной —20 “С (в зимнее время года). При проектировании
промысловых установок эта величина должна быть пересчитана на условия
в низкотемпературном сепараторе УКПГ. Как отмечалось выше, при ис-
пользовании метанола в установках промысловой подготовки газа точка
росы газа по воде должна быть заменена на точку росы по BMP. При ус-
тановлении термодинамического равновесия в низкотемпературном сепара-
торе и отсутствии механического уноса BMP в дисперсном виде темпера-
тура точки росы по BMP осушенного газа должна совпадать с температу-
171
рой газа в низкотемпературном сепараторе (при давлении в МГ, совпада-
ющем с давлением в сепараторе). Однако давление газа в "концевом" аппа-
рате УКПГ может сильно отличаться от давления в магистральном газопро-
воде (в северных МГ давление на участке между компрессорными станци-
ями меняется обычно в пределах 5 —7.5 МПа). Например, давление в низ-
котемпературном сепараторе установки НТС (работающей с применением
эффекта Джоуля—Томсона) в начальный период эксплуатации месторож-
дения (при отсутствии ДКС) поддерживается на уровне 7,6 —7,7 МПа с тем,
чтобы обеспечить давление на входе в головной участок МГ, равное
7,5 МПа, а при использовании компрессоров давление в низкотемператур-
ном сепараторе может понижаться и до 5 —5,5 МПа. Давление газа в низ-
котемпературном сепараторе установки НТС, использующей турбодетан-
дерные агрегаты, заметно ниже и может составлять всего 2,5 — 4 МПа. По-
добные изменения давления (от самого низкого в УКПГ до наибольшего в
МГ) определенным образом влияют на требования к точке росы газа по
воде (имеется в виду влияние давления на точку росы газа при использова-
нии нелетучих абсорбентов — ингибиторов гидратообразования типа гли-
колей), поскольку равновесная влагоемкость газа существенно увеличивает-
ся при снижении давления. Так, уменьшение давления с 7,5 до 3 МПа при-
водит к увеличению влагоемкости газа более чем в два раза. В то же время
зависимость равновесной растворимости метанола в сжатом природном
газе от давления является существенно немонотонной и проходит через
минимум (причем этот минимум приходится на наиболее интересный для
нас диапазон давлений: 3 — 7 МПа). Кроме того, метанолосодержание газа
существенно зависит и от концентрации метанола в жидкой водной фазе,
т.е. в BMP. Поэтому вопрос влияния давления газа на точку росы газа по
BMP носит не вполне очевидный характер и представляется целесообраз-
ным проведение специальных расчетных исследований.
Следует особо подчеркнуть, что до сих пор подробные расчеты влия-
ния давления и уноса на точку росы по BMP вообще практически не про-
водились несмотря на то, что начальный этап исследований по этому во-
просу был выполнен довольно давно в работе [67], в которой фактически
и введено впервые понятие точки росы газа по BMP. Однако имеется су-
щественный методический интерес к полному анализу этого вопроса, что
позволит более обоснованно оперировать и использовать величины темпе-
ратур точки росы по BMP в практике проектирования и эксплуатации
низкотемпературных установок промысловой и заводской обработки при-
родного и попутного нефтяного газов.
Результаты расчетов по влиянию давления на ТТР по BMP представле-
ны в табл. 4.19 — 4.23. Расчеты проводили следующим образом. Фиксирова-
лись определенные давление и температура, а также концентрация метано-
ла в BMP в концевом аппарате УКПГ и исследовалось влияние давления в
газотранспортной системе при возможном диапазоне изменений давлений
(фактически же рассматривался несколько более широкий диапазон давле-
ний). При этом концентрации метанола в BMP в низкотемпературном се-
параторе задавались вполне реалистическими значениями (с учетом основ-
ного требования — отсутствия гидратов в сепараторах, а также имеющей-
ся у нас обширной информации по промысловым замерам концентраций
метанола в действующих установках). Из полученных результатов наглядно
видно, что в диапазоне давлений 5 — 10 МПа точка росы по BMP изменяет-
ся немонотонным образом и наблюдается максимум точки росы как
172
Таблица /9
Влияние давления в газопроводе на температуру точки росы по BMP
(давление в сепараторе 7,5 МПа, давление в газопроводе меняется)
Температура 8 концевом сепа- раторе. °C (кон* центрация мета- нола. мае.%) Точка росы газа по BMP а газопроводе, 'С, при давлениях в газопроводе. МПа
2 3 4 5 6 7,5 9 10
-25 (75%) -31,3 -28,4 -26.7 -25,7 -25,2 -25 -25,25 — 25,6
-20 (70) -27,5 -24,3 -22,4 -21,25 -20,5 -20 -19,93 -20,04
-15 (65) -23,6 -20,3 -18,1 -16,7 -15,8 -15 —14.6 — 14,6
-10 (60) -19,7 -16,1 -13,8 -12,2 -11,1 -10 -9,4 -9.1
-5 (55) -15,7 -11.9 -9,4 -7,6 -6.3 -5 -4.1 -3,7
Примечание. Предполагается, что механический унос отсутствует. BMP с осушенны м газом
Таблица 4.20
Влияние давления в газопроводе на температуру точки росы по BMP (давление
в низкотемпературном сепараторе 7,5 МПа, температура в концевом сепараторе “20 °C),
варьируются концентрация метанола в BMP в сепараторе и давление в газопроводе)
Концентрация мета- нола в низкотемпе- ратурном сепарато- ре, мас.% Точка росы газа по BMP в газопроводе, °C, при давлениях в газопроводе. МПа
2 5 4 5.5 7,5 9 10
85 -26,8 -25,6 -21,8 -20,4 -20,0 -20,4 -20,9
80 -27,0 -25,9 -22,0 -20,55 -20,0 -20,2 -20,5
75 -27,3 -24,1 -22,2 -20,7 -20,0 -20,1 -20,5
70 -27,5 -24,5 -22,4 -20,8 -20,0 — 19,9 -20,0
65 -27,7 -24,5 -22,6 -20,9 -20,0 -19,8 -19,8
60 -27,9 -24,7 -22,8 -21,1 -20,0 -19,7 -19,6
П римечание. Механический унос BMP с осушенным газом отсутствует.
Таблица 4.21
Влияние давления в газопроводе на температуру точки росы по BMP (давление
в низкотемпературном сепараторе 5,5 МПа, давление в газопроводе варьируется)
Температура в сепа- раторе. аС (концентрация мета- нола. мае. %) Точка росы газа по BMP в газопроводе, °C, различных давлений в газопроводе, МПа
2 3 4 5,5 7.5 9 10
-25 (70) -31,1 -28,2 -26,4 -25 -24,3 -24,3 -24,4
-20 (65) -26,9. -23,7 -21,7 -20 -18,9 -18,6 -18,5
- 15 (60) -22,7 -19,2 -17,1 -15 -13,5 -12,9 -12,7
-10 (55) -18,4 -14,7 -12,3 -10 -8,2 -7,3 -6,9
Примечание. Механический унос BMP с осушенным газом отсутствует.
Таблица 4.22
Влияние давления в газопроводе на температуру точки росы по BMP (давление
в низкотемпературном сепараторе 5,5 МПа; температура в сепараторе —20 °C;
концентрация метанола в BMP в сепараторе и давление в газопроводе варьируются)
Концентрация метанола в низ- котемператур- ном сепараторе, мае. % Точка росы газа по BMP в газопроводе, °C, при различных давлениях в газопроводе, МПа
2 3 4 5 5.5 , 7,5 9 10
85 -26,5 -23,3 -21,4 -20,3 -20 -19,5 -19,8 — 20,2 1
80 -26,6 -23,4 -21,5 -20,4 —20 -19,3 -19,4 -19,7 1
75 -26,7 -23,5 -21,6 -20,4 -20 -19,2 -19,1 -19,2
173
Продолжение табл. 4.22
Концентрация метанола в низ- котем ператур- ном сепараторе, мае. % 2 Точка росы газа по ВМР в газопроводе, "С, при различных давлениях в газопроводе, МПа
3 4 5 5,5 7,5 9 10
70 -26,8 -23.6 — 21,7 -20,4 -20 -19,0 -18,8 -18,85
65 -26.9 -23,7 -21.75 -20,5 -20 -18,9 -18,6 -18,5
60 -27,0 -23,8 -21,8 -20,5 -20 -18,8 -18,3 -18,2
55 -27.1 -23,9 -21,9 -20,5 -20 -18,65 -18,1 -17,9
П римечание. Механический унос BMP с осушенным газом отсутствует.
Таблица 4.23
Влияние давления в газопроводе на температуру точки росы по BMP
(давление в низкотемпературном сепараторе 3 МПа, давление
в газопроводе меняется)
Температура в сепа- раторе, °C (кон- центрация метанола в BMP, мае. %) Точка росы газа по BMP в магистральном газо- проводе, вС, при давлениях в газопроводе, МПа
5 6 7 7,5
-60 (85) -60,0 -60,7 -61,7 -62,2
-50 (80) -49,0 -49,2 -49,7 -50,0
-40 (75) -38,1 -37,8 -37,8 -37,9
функции давления, приходящийся обычно на диапазон 6 — 8 МПа. Более
того, можно сказать, что в диапазоне 5 —9 МПа температура точек росы
вообще почти не зависит от давления. Такое поведение точки росы по
BMP качественно резко контрастирует с поведением точки росы по пере-
охлажденной воде (для последней характерно монотонное изменение, в
связи с тем что равновесная влагоемкость метана и близких по составу к
метану природных газов монотонно уменьшается с ростом давления, тогда
как немонотонный характер влагосодержания может проявляться лишь для
"кислых" газов с превалирующим содержанием диоксида углерода и серо-
водорода). Совершенно очевидно, что полученные результаты (см. табл.
4.19 — 4.23) связаны именно с немонотонным (по давлению) характером
растворимости метанола в сжатом природном газе и высокими концентра-
циями метанола в BMP в концевых сепараторах.
Перейдем к обсуждению влияния механического или капельного уноса
с осушенным газом BMP в дисперсной форме из низкотемпературных се-
параторов. Общая величина механического уноса, приходящаяся как на
BMP, так и на нестабильный конденсат, как правило, не превышает вели-
чины, равной 1кг/1000м3 (обычно эта величина находится в пределах
100 г/1000 м3).
При последующем повышении температуры осушенного газа (в реку-
перативных теплообменниках) унесенные этим газом BMP и нестабильный
конденсат испаряются обратно в газовую фазу, тем самым увеличивая со-
ответственно температуры точки росы по BMP и по тяжелым углеводоро-
дам. Следует отметить, что основную долю в капельном уносе составляет
нестабильный конденсат (об этом наглядно свидетельствуют промысловые
замеры, проводимые на УКПГ валанжинских залежей Уренгойского ГКМ).
Однако следует учитывать и некоторый дополнительный или эффективный
"унос", который, по существу, "ненаблюдаем" в промысловом эксперимен-
174
те. Здесь мы имеем в виду то обстоятельство, что термодинамически пол-
ной конденсации BMP из газовой фазы в низкотемпературном сепараторе,
разумеется, не происходит (т.е. термодинамическое равновесие в системе
природный газ — BMP — нестабильный конденсат в полной мере не до-
стигается) и имеющая место неравновесность процесса конденсации BMP в
концевом сепараторе может формально рассматриваться как некоторый
дополнительный (или "эффективный") унос BMP, принципиально ненаблю-
даемый при обычно применяемой методике определения величин механи-
ческого уноса капельной жидкости из низкотемпературных сепараторов.
Поэтому величины уноса BMP (суммарно как капельного, так и эффектив-
ного), равные 20 —50 г/1000 м3, представляются нам вполне возможными в
практике эксплуатации низкотемпературных установок типа УНТС.
Результаты расчетов влияния уноса на точку росы по BMP представле-
ны в табл. 4.24 — 4.29. При этом расчеты проведены в широком диапазоне
изменения уноса BMP и его влияния на температуры точки росы
(одновременно рассматривается и влияние изменения давления). Численное
моделирование наглядно показывает, что капельный (включая и эффектив-
ный) унос BMP вряд ли в практически интересных случаях может повы-
сить точку росы газа по BMP более чем на 3 — 5 °C, хотя, разумеется, воз-
можны и менее благоприятные комбинации случаев, реализуемые в про-
мысловой практике.
Таблица 4.24
Влияние механического уноса BMP из низкотемпературного сепаратора на точку росы
по водометанольному раствору в газопроводе (давление в сепараторе 7,5 МПа,
давление в газопроводе 7,5 МПа)
Точка росы газа по BMP в газопроводе, ИС Механический унос, г/1000 м3, при температуре в концевом сепара- торе, ’С (концентрация метанола в BMP, мае.%)
- 30 (80) -25 (75) -20 (70) -15 (65) - 10 (60)
-30 0 — — — —
-27,5 10,3 — — — —
-25 23 0 — — —
-22,5 38,4 . 12,5 — — —
-20 56,8 27,7 0 — —
-17,5 78,3 45,8 15,4 — —
-15 104,3 67,8’ 33,7 0 —
-12,5 135,1 92,9 55,5 19,0 —
-10 171,1 122,9 81,2 41,6 0
-7,5 213,9 158,1 111,2 67,7 23,4
-5 262,8 199 146,5 98,5 50,8
-2,5 320,1 245,7 187,4 134,4 82,7
0 386,2 302,5 234,8 175,9 119,8
Таблица 4.25
Влияние механического уноса BMP из низкотемпературного сепаратора
на точку росы по водометанольному раствору в газопроводе
(давление в сепараторе 7,5 МПа, давление в газопроводе 5,5 МПа)
Точка росы газа по ВМР в газопроводе, “С Механический унос, г/1000 м3, при температуре в сепараторе, °C (концентрация метанола в BMP, мае.%)
-30 (80) -25 (75) -20 (70) -15 (65)
-30 0 — — —
-25 27 0 — —
-20 67,1 35,4 0 —
-15 125,3 83,2 46,4 0
-10 204,3 150,4 104,3 60.7
175
Таблица 4.26
Влияние механического уноса BMP из низкотемпературного сепаратора на точку росы
по водометанольному раствору в газопроводе (давление в сепараторе 5.5 МПа,
давление в газопроводе 7,5 МПа)
Точка росы газа по BMP в газопроводе. аС Механический унос. г/1000 м3. при температуре. °C (концентрация метанола в BMP. мас.%)
-30 (75) -25 (70) -20 (65) - 15 (60) - 10 (55)
-30 0 — — — —
— 25 18.7 0 — —
-20 47 21,2 0 — —
-15 87.2 55,4 24.1 0 —
-10 142,9 103 65,7 27,2 0
-5 218,9 168,2 122.7 77,9 305
Таблица 4.27
Влияние механического уноса BMP из низкотемпературного сепаратора на точку росы
по водометанольному раствору в газопроводе (давление в сепараторе 7.5 МПа,
температура в сепараторе -20 °C, давление в газопроводе 7,5 МПа)
Точка росы газа по BMP в газопроводе. °C Механический унос, г/1000 м1. при концентрации метанола в сепараторе, мас.%
85 80 75 70 65
-20 0 0 0 0 0
-17.5 26 21,1 17,8 15.4 13,5
-15 57 46,4 39,1 33,7 29,6
-12,5 94,2 76,5 64.5 55,5 48,9
-10 138 112 94,2 81,2 71.3
Таблица 4.29
Таблица 4.28
Влияние механического уноса BMP
из низкотемпературного сепаратора
на точку росы по водометанольному
раствору в магистральном газопроводе
(температура в сепараторе -25 °C,
давление в сепараторе 7,6 МПа,
концентрация метанола в BMP
75 мас.%)
Влияние механического уноса BMP
из низкотемпературного сепаратора на
точку росы газа по водометанольному
раствору в магистральном газопроводе
(температура в сепараторе -25 °C, давление в
сепараторе 5,5 МПа, концентрация
метанола в BMP в сепараторе 67,5 мас.%,
давление в газопроводе меняется)
Механический (капельный) унос BMP из низкотемпера- турного сепара- тора, г/1000 м3 Точка росы по BMP. °C, при давлениях в газо- проводе, МПа
5 6 7
0 -25,7 -25,2 -25
1 -25,5 -25 -24,8
3 -25,2 -24,6 -24.4
5 -24,8 -24,2 -24
10 -24 -23.4 -23
15 -23,2 -22,5 -22,2
20 -22,5 -21,8 -21,3
30 -21,1 -20,3 -19,8
40 -19.9 -19 -18,5
50 -18,8 -17,8 -17,2
Механический (капельный) унос BMP из низкотемпера- турного сепара- тора, г/1000 м3 Точка росы по BMP, °C, при давлениях в газо- проводе, МПа
5 6 7
0 -25,4 -24,7 -24,3
1 -25,2 -24,5 -24,1
3 -24,7 -24 -236
5 -24,3 -23,6 -23,2
10 -23,4 -22,6 -22.1
15 -22,5 -21,6 -21.1
20 -21,6 -20,7 -20,1
30 -20,1 -19,1 -18,4
40 -18,7 -17,65 - 16,9
50 -17,4 -16,3 - 15,5
Также было проанализировано влияние возможных погрешностей в
расчетном определении метанолосодержания газа на точки росы. Было ус-
тановлено, что варьирование равновесного содержания метанола в газе в
пределах ±15% влияет на точку росы по BMP всего на +0,1 °C. Следова-
тельно, вполне возможные в последующем уточнения расчетных зависимо-
176
стей по метанолосодержанию газа (например, при появлении более надеж-
ных экспериментальных данных, что особенно вероятно при низких от-
рицательных температурах) совершенно не изменят ни качественных, ни
количественных выводов данного расчетного исследования.
Основные выводы из представленных расчетов влияния различных
факторов на ТТР по BMP состоят в следующем.
1. Возможные изменения давления в системе низкотемпературный се-
паратор — МГ влияют в практически интересных случаях на точку росы
газа по BMP в пределах 1-3 °C, тогда как неучет особенностей распреде-
ления метанола по жидкой и газовой фазам (с формальным оперированием
только величиной влагосодержания газа, а также фиктивной величиной
точки росы, пересчитанной из этого влагосодержания, что иногда непра-
вомерно делается) приводит к необоснованно оптимистическим требовани-
ям по температуре газа в низкотемпературном сепараторе, обеспечиваю-
щей минимально необходимую глубину осушки.
2. Механический (с учетом и эффективного) унос BMP из концевого
сепаратора УКПГ в пределах до 20 г/1000 м3 приводит как максимум к
изменению точки росы на 5 °C (т.е. температура точки росы газа по BMP
может повыситься, например, с — 25 до — 20 °C за счет как уноса
BMP, так и изменения давления в системе концевой аппарат УКПГ —
МГ).
3. Для условий промысловой обработки газа валанжинских залежей
северных месторождений Западной Сибири с использованием процесса
НТС температура сепарации газа, равная —25 °C и ниже, вполне обеспечи-
вает выполнение требований ОСТ 51.40 — 93 при удовлетворительной рабо-
те концевого сепаратора УНТС.
Взаимосвязи между точками росы по водной фазе
Имеет практический смысл несколько подробнее остановиться на анализе
соотношений между точками росы по водной фазе в зависимости от тем-
пературы, давления и состава газа.
В табл. 4.30 — 4.32 представлены результаты расчетов точек росы для
чистого метана при трех реперных значениях давления 5; 7,5 и 10 МПа.
Таблица 4.30
Взаимосвязь между точками росы
по водной фазе для метана при давлении
5 МПа
Точка росы по (переох- лажден- ной) воде, К Точка инея (льда), К Точка гид- рата куби- ческой структуры I. к Точка гид- рата куби- ческой структу- ры II, К (метаста- б ильный)
268,15 268,7 270,1 269,8
263,15 264,2 265,8 265,5
258,15 259,7 261.5 261.2
253,15 255,1 257,1 256,9
248,15 250,5 252.7 252,4
243,15 245,8 j 248,2 248,0
Таблица 4.31
Взаимосвязь между точками росы
по водной фазе для метана при давлении
7,5 МПа
Точка росы по (переох- лажден- ной) воде, К Точка инея (льда), К Точка гид- рата куби- ческой структуры I. К Точка гид- рата куби- ческой ,структу- ры И, К (метаста- б ильный)
268,15 268,6 270,8 270,4
263,15 264,2 266,5 266,2
258,15 259,7 262,2 261,9
253,15 255,1 257,8 25?,5
248,15 250,5 253,4 253,1
243,15 245,9 248,9 248,7
177
Таблица 4.33
Таблица 4.32
Взаимосвязь между точками росы
по водной фазе
для метана при давлении
10 МПа
Точка росы по (переох- лажден- ной) воде. К Точка инея (льда). К Точка гид- рата куби- ческой структуры 1. К Точка гид- рата куби- ческой структу- ры 11, К (метаста- б ильный)
268,15 268.6 271,3 270,9
263,15 264,2 267,0 266,6
258,15 259,7 262,7 262,4
253,15 255,2 258,4 258,1
248,15 250,6 254,0 253,7
243,15 246,0 249,5 249,8
Взаимосвязь между точками росы по водной
фазе для природного газа (состава, мол.%:
СН4 - 90; С2Нб - 8; С3На - 2) при давлении
5 МПа
Точка росы по воде. К Точка инея (льда), К Точка гид- рата куби- ческой структуры I. К Точка гид- рата куби- ческой структуры II. К
268,15 268,7 270,7 271,8
263,15 264,2 266,5 267,6
258,15 259,7 262,2 263,3
253,15 255,1 257,8 258,9
248,15 250,5 253,4 254,5
243,15 245.8 248,9 250,0
Дадим наглядное пояснение практического смысла данных табл. 4.30 —
4.32 на конкретном примере. Предположим, что природный газ, являю-
щийся чистым метаном, осушен при давлении 7,5 МПа до точки росы по
(переохлажденной) влаге, равной 248,15 К (т.е. —25 °C). Согласно расчет-
ным данным, приведенным в табл. 4.30, это означает, что из осушенного
(до температуры точки росы 248,15 К) метана гексагональный лед может
конденсироваться при температуре 250,5 К, тогда как газовый гидрат
структуры I будет выделяться уже при температуре 253,4 К, т.е. на 5,2 °C
выше. Таким образом, в головном участке магистрального газопровода ги-
драты будут откладываться при температуре около — 20 °C, хотя газ был
осушен до температуры точки росы —25 °C. Разумеется, с повышением
давления величина этой разности растет (сравни данные табл. 4.30 и табл.
4.32).
В табл. 4.33 — 4.35 приведены результаты аналогичных расчетов для
природного газа, содержащего помимо метана некоторое количество гид-
ратообразующих компонентов — этана и пропана. Здесь в первую очередь
из газовой фазы будут выделяться гидраты структуры II, а разность между
температурой точки росы и температурой гидратной точки заметно возра-
стает (по сравнению с чистым метаном) и может доходить в практически
интересных случаях до 7 °C и более.
Таблица 4.34
Взаимосвязь между точками росы по водной
фазе для природного газа (состава, мол.%:
СН4 - 90; С2Нб - 8; С,На - 2) при давлении
7,5 МПа
Таблица 4.35
Взаимосвязь между точками росы по водной
фазе для природного газа (состава, мол.%:
СН4 - 90; С2Нв - 8; С3Н8 - 2) при давлений
10 МПа
Точка росы по воде, К Точка инея (льда), К Точка гид- рата куби- ческой структуры 1 К Точка гид- рата куби- ческой структуры II, К
268,15 268,6 271,3 272,4
263,15 264,2 267,1 268,2
258,15 259,7 262,8 263,9
253,15 255,2 258,4 259,5
.248,15 260,6 254,0 255,2
243,15 246,0 249.6 250,7
Точка росы по воде, К Точка инея (льда). К Точка гид- рата куби- ческой структуры I, К Точка гид- рата куби- ческой структуры II, К
268,15 268,6 271,8 272,8 '
263,15 264,2 267,6 268,6
258,15 259,8 263,3 264,4
253,15 255,3 259.0 260,1 .
248,15 250,8 254,7 255,8
243,15 246,2 250,4 251,5 '
178
Еще большая разность между точкой росы и точкой гидрата, достига-
ющая 10—15 °C, возникает в условиях заводской обработки природного и
нефтяного газов, например, в случае адсорбционной осушки газа в "голове"
технологического процесса с последующим использованием для выделения
углеводородов С2+в низкотемпературного технологического процесса на
температурном уровне ( — 60) — (—80) °C. Например, аналогичные приве-
денным расчеты взаимосвязи точки росы по влаге и гидратной точки поз-
воляют легко объяснить случаи на Астраханском ГХК, где отмечается на-
копление газовых гидратов в низкотемпературных технологических аппа-
ратах, хотя природный газ, казалось бы, осушен адсорбционным методом
до надлежащего уровня. Можно также указать на недавний проект мор-
ского газопровода сверхвысокого давления по дну Черного моря. Здесь
разница между точкой росы по воде и по гидрату достигает 15 “С, и это
обстоятельство, несомненно, следует учитывать при проектировании бере-
говых установок доосушки и компримирования природного газа перед его
подачей в указанный выше морской газопровод.
Таким образом, в ряде практически важных случаев возникает необ-
ходимость в расчетах условий выделения газовых гидратов непосредствен-
но из газовой фазы и сопоставлении этих условий с выделением метаста-
бильных фаз — льда и переохлажденной воды. Представленные здесь мно-
гочисленные расчетные данные позволяют более конкретно определить
требуемую в этих случаях глубину осушки газа. Особенно актуальным
представляется проведение подобных расчетов на стадии проектирования
технологических процессов подготовки газа и головных участков газотран-
спортных систем.
Основные проблемы совершенствования качества
подготовки газа
Качество товарного газа северных месторождений Тюменской области и
некоторые существующие на сегодняшний день организационно-
технические и технологические проблемы проанализированы в недавних
докладах [77, 78]. Кратко обсудим пути и перспективы улучшения качества
подготовки товарного газа к дальнему транспорту применительно к место-
рождениям Крайнего Севера.
Для улучшения в целом ситуации с показателями качества подготовки
газа на северных месторождениях необходимо решить комплекс взаимо-
связанных проблем.
1. Конкретизировать показатели качества товарного газа примени-
тельно к каждому типовому технологическому процессу подготовки газа
(адсорбционная осушка, абсорбционная осушка, низкотемпературная сепа-
рация газа и ее модификации). При этом должны быть учтены наиболее
характерные технологические примеси в товарном газе, возникающие из-
за особенностей технологического процесса подготовки газа, и сформули-
рованы требования по показателям качества газа, учитывающие сложив-
шиеся реалии. В частности, это предложение, как уже неоднократно ука-
зывалось, означает коренную переработку ныне действующего ОСТа (ОСТ
51.40-93).
2. Разработать и внедрить контрольно-измерительную аппаратуру но-
вого поколения, основанную на современных физических принципах диа-
гностики примесей в товарном газе. При этом следует обратить особое
179
внимание на калибровку и градуировку новых типов приборов (в том чис-
ле и влагомеров), а также на разработку детальных методик измерения и
их стандартизацию применительно к реальным промысловым условиям.
При этом, на наш взгляд, основное внимание должно быть уделено прак-
тическому использованию современных влагомеров конденсационного ти-
па, надежно диагностирующих конденсированную фазу (как водную, так и
углеводородную).
3. Детально проанализировать существующие технологические схемы
подготовки газа на предмет обеспечения требуемых показателей качества.
При этом выявить типовые ситуации, когда объективно возникают условия
для несоблюдения показателей качества. Предложить рекомендации по со-
вершенствованию технологических процессов и их модификаций в тех или
иных случаях, когда возникает опасность несоблюдения показателей из-за
несовершенства технологии, либо при фактическом, либо ожидаемом из-
менении технологических параметров функционирования промысловых
систем.
4. Проанализировать диспетчерские данные- газотранспортных пред-
приятий по особенностям работы газопроводов с учетом периодически
возникающих технологических осложнений и нарушений. На этой основе
разработать адекватные реальной практической ситуации математические
модели транспорта товарного (осушенного) газа с допустимым количеством
технологических примесей (гликолей, метанола, стабильного конденсата,
масел и пр.). Особенно это касается межпромысловых коллекторов осу-
шенного газа и головных участков магистральных газотранспортных сис-
тем.
5. Сформулировать четкие технические требования к технологическим
аппаратам (абсорберам на УКПГ, входным сепараторам на головных КС и
др.), что позволило бы технологически грамотно ставить задачи по ревизи-
ям и модернизациям существующего оборудования, а также по разработке
технологического оборудования нового поколения для вновь обустраивае-
мых месторождений.
Рассмотрим эти практические проблемы подробнее и наметим пер-
спективные пути их решения.
При дальнейшем совершенствовании отраслевого стандарта нужно
прежде оперировать со строгими определениями точек росы газа, указав
методы их измерения и, наконец, определиться собственно с величинами
показателей качества товарного газа для тех или иных климатических ре-
гионов и периодов года. Кроме того, необходимо сформулировать количе-
ственные показатели по нерастворимым и малорастворимым в природном
газе технологическим примесям (гликолям, маслам, твердым механическим
примесям).
Что касается понятийного аппарата точек росы, то можно считать его
в общих чертах разработанным (см. выше), причем дальнейшее сущест-
венное развитие и уточнение понятийного аппарата точек росы практичес-
ки представляется возможным только после проведения серии эксперимен-
тально-методических работ с использованием влагомеров .нового типа.
Кратко сформулируем полученные результаты, имеющие методическое
значение.
• При адсорбционных методах осушки газа для характеристики каче-
ства товарного газа имеет смысл вводить четыре типа точек росы газа по
влаге (по переохлажденной воде, по гексагональному льду и по газовым
180
гидратам кубических структур I и II). Кроме того, целесообразно опериро-
вать и величиной (практически всегда расчетной) остаточного влагосодер-
жания газа. При этом нами рекомендуется использовать уточненные значе-
ния влагосодержания сжатого метана над переохлажденной водой, льдом и
гидратами (см. табл. 4.12 — 4.15).
« При низкотемпературных методах промысловой обработки газа ре-
комендуется использовать понятие температуры точки росы по водомета-
нольной смеси (TTP по BMP), поскольку на северных установках подготов-
ки газа методом НТС практически используется только метанол как тер-
модинамический ингибитор гидратообразования. Газогидратная точка в
этом случае обычно не представляет практического интереса. Однако при
смешивании потоков осушенного газа разных типов залежей (например,
сеноманского и валанжинского газов) приходится оперировать и понятием
газогидратной точки. Здесь также можно вводить в рассмотрение расчет-
ные величины остаточного влагосодержания и метанолосодержания в то-
варном газе.
« При абсорбционных методах подготовки газа рекомендуется ис-
пользовать в основном понятие точки росы по переохлажденной влаге, а
также оперировать расчетной величиной газогидратной точки, определяе-
мой по термобарическим условиям на головном участке газотранспортной
системы и учитывающей унос гликоля не только в паровом, но и в капель-
ном (мелкодисперсном) виде.
Несколько замечаний относительно разработки влагомеров нового
поколения.
Прежде всего следует еще раз подчеркнуть тот очевидный факт, что
состояние дел с аппаратурой по определению влажности газа в настоящее
время представляется не вполне удовлетворительным. Здесь необходимо
сосредоточить усилия в основном на разработке современных конденсаци-
онных методов, позволяющих определять не только точку росы по пере-
охлажденной воде (определение именно этой точки характерно для тради-
ционных приборов типа "Харьков" и их визуальных и оптических моди-
фикаций, например, серии КОНГ), но и на методах, позволяющих диффе-
ренцированно определять точки росы по переохлажденной воде (с приме-
сями гликолей), льду, газовым гидратам и водометанольному раствору. В
частности, это принципиально возможно посредством диэлектрических
измерений (микроволновыми методами). Однако стоит отметить, что раз-
работка влагомеров, способных адекватно отражать реальную промысло-
вую ситуацию, хотя и остро необходима, но отнюдь не достаточна. На
этом важном пути предстоит еще детально разработать и стандартизиро-
вать методики измерений точек росы как в промысловых условиях (после
УКПГ), так и по трассе газопроводов с тем, чтобы максимально умень-
шить субъективные элементы при использовании того или иного прибора.
Помимо данной методической работы необходимо разработать и адекват-
ные реальной практической ситуации математические модели транспорта
осушенного газа, содержащего небольшие технологические примеси мета-
нола, гликолей, масел, стабильного конденсата. При этом внимание должно
быть уделено особенностям накопления в пониженных местах трассы и
периодического (поршневого) выноса жидкой фазы из газопровода. К со-
жалению, данный вопрос остается практически не изученным даже на
уровне простого обобщения имеющегося фактического материала. Это же
положение относится и к внутрипромысловому транспорту (по шлейфам и
181
коллекторам) продукции кустов газовых газоконденсатных скважин в ре-
жиме постепенного накопления жидкой фазы в газопроводе. Таким обра-
зом, сейчас необходим детальный и целенаправленный сбор и анализ фак-
тического материала с последующей разработкой инженерных методов
расчета, учитывающих основные черты и особенности нестационарных
процессов течения газожидкостных смесей с малым расходным содержа-
нием жидкой фазы и наличием застойных зон по трассе трубопровода.
Следующий актуальный вопрос — разработка и внедрение техничес-
ких решений, направленных на повышение качества товарного газа.
Прежде всего необходимо подчеркнуть, что показатели качества то-
варного газа, подготавливаемого методом низкотемпературной сепарации
с использованием метанола как ингибитора гидратообразования практиче-
ски всегда соблюдаются, если температурный уровень процесса НТС ока-
зывается ниже —25 ‘С, даже с учетом возможного уноса нестабильного
конденсата и водометанольного раствора из концевого сепаратора.
В процессе разработки месторождений "тощих газов" с понижением
рабочего давления газа на УКПГ возникают серьезные трудности по со-
блюдению показателей качества газа, подготавливаемого как адсорбцион-
ным, так и абсорбционным методом. Например, на Уренгойском место-
рождении при снижении рабочего давления ниже 3,4 МПа в абсорберах
гликолевой осушки возникает технологическая необходимость подключе-
ния ДКС в "голове" технологического процесса (т.е. до абсорбера гликоле-
вой осушки). Это приводит к увеличению температуры контакта в абсор-
берах иногда до 30 —35 °C и соответственно к серьезным трудностям по
соблюдению показателей качества газа. Представляется целесообразным
рекомендовать к скорейшему внедрению разрабатываемые и уже разрабо-
танные в отрасли технические решения, направленные на обеспечение
требуемого отраслевым стандартом качества газа.
Подведем некоторые итоги краткого обсуждения проблемы повыше-
ния качества промысловой подготовки товарного газа.
Для повышения надежности обеспечения качества товарного газа се-
верных месторождений, добываемого, транспортируемого и поставляемого
потребителям, необходимо выполнить комплекс работ, включающих:
организационно-технические мероприятия, направленные на повыше-
ние технологической дисциплины;
коренную переработку отраслевых стандартов по показателям качест-
ва газа с целью максимального приближения их к реальной промысловой
ситуации;
разработку и внедрение ряда новых технологических процессов и но-
вого оборудования как на промыслах, так и на головных компрессорных
станциях;
разработку соответствующей контрольно-измерительной аппаратуры,
основанной на современных физических принципах диагностики.
Глава 5
ИНГИБИТОРЫ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ
Как отмечалось в предыдущих главах, появление техногенных газовых ги-
дратов в системах добычи, сбора, промысловой подготовки и транспорти-
ровки газа является достаточно типичным технологическим осложнением,
особенно для условий северных газовых и газоконденсатных месторожде-
ний (рис. 5.1). В связи с этим при эксплуатации месторождений необходи-
мо предусматривать мероприятия по борьбе с гидратами. Термин "борьба с
гидратами" используется в отечественной литературе достаточно часто и
представляется наиболее общим, поскольку включает в себя как преду-
преждение процесса гидратообразования (или гидратоотложения), так и
технологические операции по ликвидации (т.е. по разложению, удалению и
пр.) газогидратов, образовавшихся в виде отложений, сплошных и не-
сплошных пробок в промысловых коммуникациях.
Для борьбы с гидратами разработан ряд методов (рис. 5.2), в том чис-
ле и методы, использующие химические реагенты. Такие реагенты назы-
ваются антигидратными или же ингибиторами газовых гидратов (рис. 5.3).
Ингибиторы гидратов подразделяются на ингибиторы гидратообразования
и ингибиторы гидратоотложения. Под ингибиторами гидратообразования
по сложившейся (но не вполне точной) терминологии понимают вещества,
которые либо изменяют термобарические условия образования гидратов
(это "ингибиторы" в термодинамическом смысле), либо влияют на скорость
образования гидратов в газожидкостном потоке (это ингибиторы в прямом
смысле этого термина или кинетические ингибиторы).
Отметим, что первоначально в литературе использовался вполне есте-
ственный термин "антифризы", который впоследствии был вытеснен тер-
мином "ингибиторы”.
Механизм действия ингибиторов гидратообразования в термодинами-
ческом смысле заключается в снижении активности воды в водном раство-
ре и, как следствие, в изменении равновесных условий образования гидра-
тов. В качестве таких ингибиторов используют водные растворы электро-
литов и неэлектролитов. Однако существуют такие вещества (например,
серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны,
снижают активность воды в водном растворе, а с другой — сами участвуют
в образовании смешанного газового гидрата. Для таких веществ обнаружи-
вается предел (по концентрации) их ингибирующего действия. Предел ин-
гибирующего действия для ряда водорастворимых веществ впервые обна-
ружил и исследовал Э.В. Маленко.
Собственно ингибиторы гидратообразования — это вещества, сильно
изменяющие (замедляющие) скорость роста гидратов. К ним можно отнес-
ти некоторые ПАВ. Разумеется, рассматриваемая классификация ингибито-
ров гидратообразования несколько условна. Например, большинство не-
электролитов — ингибиторов в термодинамическом смысле — являются
1&3
Рис. 5.1. Газопромысловые системы, в которых возможно техногенное гидратообра-
зование
эффективными катализаторами процесса гидратообразования, например
метанол. Неучет этого обстоятельства приводил (и до сих пор приводит) к
многочисленным неточностям при экспериментальном определении равно-
весных условий гидратообразования в присутствии ингибиторов.
Ингибиторы гидратоотложения — вещества, изменяющие консистен-
цию гидратной массы (т.е. делающие ее текучей, например, за счет диспер-
гирования газовых гидратов в газожидкостном потоке) и/или меняющие
условия адгезии (прилипания) гидратов к внутренним поверхностям про-
мысловых коммуникаций.
Ингибиторы по своему составу можно подразделить на простые и
смешанные (т.е. состоящие из ряда веществ). Смешанные ингибиторы мо-
гут быть ингибиторами синергетического действия (в этом случае компо-
ненты смешанного состава взаимно усиливают антигидратную активность
реагента, иначе говоря, имеет место неаддитивный вклад каждого компо-
нента в антигидратную активность).
Рис. 5.2. Классификация методов борьбы с техногенным гидратообразованием в
газопромысловых и газотранспортных системах
Рис. 5.3. Классификация ингибиторов гидратов
По характеру своего действия ингибиторы делятся на простые
(одноцелевые) и комплексные (многоцелевые). Последние являются не
только антигидратными, но могут также предотвращать коррозию, соле-
парафиноотложения и способствовать выносу жидкости с забоя скважины.
Появление и расширение ассортимента многоцелевых ингибиторов обус-
ловлено чисто технологическими причинами. Кроме того, следует отме-
тить, что многие ингибиторы гидратов (например, гликоли) одновременно
являются и осушителями газов.
При выборе конкретного ингибитора гидратов необходимо учитывать
следующие основные моменты:
• Геологические, физико-географические и климатические условия то-
го или иного месторождения.
• Технологические особенности ингибитора, предполагаемого к при-
менению с учетом функционирования сбора, промысловой и заводской
обработки газа на рассматриваемом месторождении, возможностей при-
менения современных технологий рециркуляции ингибиторов.
• Коррозионную активность основного реагента, входящего в состав
ингибитора гидратов.
• Совместимость ингибитора с пластовой минерализованной водой и с
другими реагентами при разработке составов многоцелевого назначения,
например, при разработке комплексных ингибиторов коррозии, парафи-
185
ноотложения и гидратообразования, либо составов для выноса пластовой
воды из скважин или шлейфов и обеспечивающих одновременно преду-
преждение гидратообразования.
• Возможность организации собственного производства ингибитора
вблизи месторождения с использованием компонентов природного газа в
качестве сырья, например производство метанольного продукта методом
неполного окисления кислородом воздуха.
• Ожидаемый (планируемый и/или расчетный) и фактический удель-
ные расходы ингибитора на промысле и вытекающие отсюда технико-
экономические показатели с учетом дополнительных затрат на хранение
реагентов, создание резервных запасов и утилизацию промстоков.
• Особенности приготовления ингибитора нужного состава и его рас-
пределения по точкам ввода и те трудности, которые возникают при авто-
матизации и регулировании процесса ингибирования.
® Класс токсичности и соблюдение мер безопасности, необходимые
при применении реагента.
• Возможность и целесообразность регенерации отработанных рас-
творов ингибиторов и выбор оптимальной технологии регенерации.
• Пути утилизации отработанных растворов ингибиторов, не подле-
жащих регенерации с целью обеспечения постоянно повышающихся тре-
бований к охране окружающей среды (воздушного бассейна; обезврежива-
ние промстоков и их закачка в поглощающие горизонты с учетом особен-
ностей охраны геологической среды).
Вот далеко не полный перечень вопросов, которые возникают и тре-
буют решения при проектировании разработки газового месторождения,
при реконструкциях и модернизациях действующего промыслового обору-
дования и изменении технологии обработки газа, а также при анализе
возможностей перехода на новые ингибиторы гидратообразования.
С целью дальнейшего обобщенного анализа ингибиторов гидратов
разделим их на три "укрупненных" класса:
• Традиционные "термодинамические" ингибиторы в газовой промыш-
ленности (их первоначально называли антифризами по аналогии с вещест-
вами, предотвращающими замерзание водной фазы) — вещества, раство-
римые в воде, меняющие ее активность и, как следствие, смещающие
трехфазное равновесие газ — водная фаза — газовые гидраты в сторону
более низких температур (сюда прежде всего относятся алифатические
спирты, гликоли и водные растворы неорганических солей).
• "Кинетические" ингибиторы гидратообразования, предотвращающие
на некоторое время процесс нуклеации (зародышеобразования) гидратов и
резко замедляющие рост жизнеспособных центров кристаллизации (в по-
следние годы наметился некоторый "бум" исследований кинетики гидрато-
образования в присутствии добавок различных веществ, подогреваемый
надеждами найти замену термодинамическим ингибиторам).
• Реагенты, практически предотвращающие (или резко замедляющие)
рост газогидратных агломератов за счет частичной блокировки жидкой
водной фазы, предотвращают прямой контакт газ — вода, обеспечивая тем
самым многофазный транспорт продукции скважин в режиме гидратооб-
разования.
Здесь следует сделать замечание относительно того, что в зарубежной
литературе (в связи с активизацией исследований, по новым "кинетическим"
ингибиторам и подключением к обсуждаемой проблематике специалистов
186
из многих фирм) имеет место некоторая путаница в терминологии и прак-
тически любой реагент, отличающийся от метанола и гликолей, начинают
называть "кинетическим ингибитором" — модным на текущий момент
термином. Однако специалисты-исследователи, непосредственно работаю-
щие в области газовых гидратов, четко различают:
• вещества, кратковременно влияющие на кинетику нуклеации и пер-
воначального роста центров кристаллизации гидратов (а при длительном
проведении эксперимента, разумеется, уже не предотвращающие образо-
вание гидратов, но существенно влияющие на морфологию получающихся
кристаллов);
• вещества, блокирующие водную фазу от непосредственного контак-
та с газовой фазой либо меняющие консистенцию газогидратной массы
(такие вещества являются не столько ингибиторами процесса гидратообра-
зования, сколько "ингибиторами" отложения гидратов в промысловых
коммуни кациях).
5.1. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИНГИБИТОРЫ
И ОСОБЕННОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Обсудим особенности применения на газовых месторождениях традицион-
ных термодинамических ингибиторов. Цель этого обсуждения — выявить
достоинства и недостатки существующих промысловых технологий борь-
бы с гидратообразованием. Это позволяет сформулировать основные тре-
бования к ингибиторам (что существенно при перестройке технологии до-
бычи газа с одного ингибитора на другой).
Как хорошо известно, в России и странах СНГ в промысловых усло-
виях фактически использовались три группы термодинамических ингиби-
торов:
• Водные растворы электролитов.
• Антигидратные реагенты на базе гликолей.
• Метанол и некоторые составы на его основе.
Детально обсудим каждую из этих групп термодинамических ингиби-
торов гидратов.
Азлтштадратные составы на базе растворов
электролитов
Растворы электролитов активно использовались на газовых промыслах в
50 — 70-е годы. Имеется брошюра, специально посвященная антигидратной
активности электролитов [79]. Из общих термодинамических соображений
нетрудно прийти к выводу, что только хлориды и нитраты могут быть
конкурентоспособными при выборе солей-ингибиторов, однако хлориды
заметно дешевле. По антигидратной активности хлоридов (оцениваемой по
снижению температуры гидратообразования в водном растворе заданной
массовой концентрации электролита и при фиксированном давлении) име-
ет место следующий ряд:
LiCl > А1С13 > MgCl2 > NaCl > СаС12 > КС1.
Однако из экономических соображений хлорид кальция среди индивиду-
альных электролитов оказывается вне конкуренции.
187
Водный раствор 25 —35 мае.% хлорида кальция (технических сортов)
применялся как ингибитор гидратообразования на заре развития газовой
промышленности. В настоящее время этот состав иногда используется для
ингибирования разведочных скважин, а также шлейфов газоконденсатных
месторождений Украинской республики. Достоинства этого ингибитора —
высокая антигидратная активность, дешевизна технических сортов (как
побочного продукта содового производства), достаточная простота приго-
товления раствора, нетоксичность. Недостатки — очень высокая коррози-
онная активность, возможность выпадения осадка при смешении с пласто-
вой минерализованной водой, необходимость специального узла подготов-
ки рабочего раствора. Поэтому при практическом использовании раство-
ров хлорида кальция следует обращать особое внимание на соблюдение
технологии приготовления раствора в промысловых условиях и снижение
его коррозийной активности. Отметим, что для уменьшения коррозионной
активности разработана эффективная технология удаления растворенного
кислорода из раствора хлорида кальция, а также использования специаль-
ных антикоррозионных добавок (см. ниже).
При использовании хлорида кальция следует ориентироваться на де-
тально разработанные рекомендации, изложенные в инструкции ВНИИГаза
(80]. Физико-химические свойства раствора и фазовая диаграмма системы
хлорид кальция — вода подробно рассмотрены в работе [81]. Имеется
специальная монография, посвященная применению хлорида кальция в га-
зовой промышленности [82].
В настоящее время разработан ряд комплексных ингибиторов на ос-
нове хлорида кальция (обсуждение см. ниже).
Что касается природных минеральных солей, то для практического
применения здесь можно предложить сильвинит и бишофит. Сильвинит
используется при производстве удобрений, следовательно, наиболее подхо-
дящим минералом является бишофит, который состоит в основном из
хлорида магния с примесями хлорида кальция и других солей. Сейчас сле-
дует рекомендовать водный раствор бишофита на малых месторождениях
при наличии местных источников этого сырья. Исходя из термодинамиче-
ских соображений антигидратная активность бишофита должна быть вы -
ше, чем хлорида кальция, на 20 — 30%. Во ВНИИГазе (В.И. Семин и др.,
1989 г.) были проведены соответствующие лабораторные эксперименты,
подтвердившие высокую антигидратную активность бишофита. Представ-
ляется целесообразным доработать технологию его применения в промыс-
ловых условиях (методика приготовления рабочего раствора, введение ан-
тикоррозионных добавок). Актуальна также разработка комплексных ин-
гибиторов на основе этого реагента.
Хорошо известны неоднократные предложения использовать антигид-
ратную активность высокоминерализованных пластовых вод. Подобное
предложение, например, было реализовано на месторождениях Пермской
области [83]. Нижне- и среднекаменноутольные отложения рассматривае-
мых месторождений насыщены высокоминерализованными рассолами
хлоридно-кальциевого типа.с.общей .минерализацией 160 —270кг/м3. Такие
рассолы уже являются эффективными ингибиторами. Авторами [83] про-
анализирована возможность их применения для Батырбайского месторож-
дения. В этой работе приведена номограмма для определения величины по-
нижения температуры гидратообразования в зависимости от минерализа-
ции воды и выполнены расчеты расхода пластовой воды с минерализацией
tae
200 кг/м3 и более для безгидратной эксплуатации системы пласт - сква-
жина — устье.
В качестве минерализованных вод часто можно использовать сточные
воды ряда химических производств. С этой целью предложено использо-
вать сточную воду, являющуюся отходом (кубовой остаток стадии промыв-
ки) при производстве эпоксидных смол (А. с. № 1153962, СССР). Состав
сточных вод, мас.%: глицерин (1,5 — 2) + глицериновый эфир эпихлоргид-
рина (3 — 4) + хлористый натрий (20 — 27), едкий натр (0,5—1,5) + вода.
Сточная вода отбирается по ГОСТ 2517 — 80. На предлагаемый ингибитор
разработаны и утверждены ТУ 6-17-24 — 84. Результаты физико-химиче-
ских исследований позволяют в некоторых случаях рекомендовать сточные
воды — отходы производства эпоксидных смол — в качестве ингибитора
гидратообразования взамен метанола или ДЭГа. Для определения возмож-
ных потерь углеводородного конденсата с ингибитором была изучена вза-
имная растворимость системы ингибитор — углеводородный конденсат, а
также взаимная растворимость ингибитора и индивидуальных углеводоро-
дов. Установлено, что углеводородный конденсат практически нерастворим
в сточных водах и поэтому не будет оказывать отрицательного влияния на
свойства ингибитора гидратообразования. Отмечено, что добавка к сточ-
ной воде метанола или гликолей значительно снижает температуру ее за-
мерзания и улучшает антигидратные свойства. Это имеет значение при
подготовке газа к транспорту в условиях низких температур.
По существу, предлагаемый выше ингибитор гидратообразования
представляет собой слегка "загрязненный" (глицерином и его эфирами)
водный раствор NaCl плотностью 1,19 г/см3 с температурой замерзания
( — 30) —( — 35) °C и относительно небольшой величиной снижения темпера-
туры гидратообразования ДТ = 15 °C. Однако авторы [84] определили вели-
чину АТ - 20+25 °C, что связывают именно с наличием в системе глицерина
и его эфиров. Кроме того, по их данным, наличие глицерина оказывает
положительное влияние на процесс подготовки газа, так как он образует
пленку на поверхности оборудования, что до некоторой степени предот-
вращает отложение солей (и гидратов) на ней. Глицерин обладает и неко-
торым антикоррозионным действием. На наш взгляд, указанные положи-
тельные моменты являются в определенной мере гипотетическими и роль
глицерина в составе комплексного ингибитора пока что не вполне ясна.
Предлагаемая композиция была опробована в качестве антигидратного
реагента на газоконденсатном месторождении Бахар (Азербайджан) взамен
метанола [85]. Результаты промысловых испытаний подтвердили лабора-
торные данные по эффективности и экономичности предложенного инги-
битора. Данный состав не токсичен и имел практически не ограниченную
промышленную базу (10—15 тыс. т/год). Внедрение новой композиции в
промышленных условиях предполагалось осуществлять на предприятиях
бывшего "Каспморнефтегазпрома".
Продолжается разработка составов ингибиторов на базе хлорида
кальция с расширенным температурным интервалом применимости реаген-
тов и их антикоррозионными свойствами.
Для повышения антигидратной активности хлорида кальция предлага-
лись различные добавки: хлорид лития (технических сортов), метанол и
др., например, в изобретении (А. с. № 452233, СССР) приведен состав
смешанного ингибитора для предотвращения гидратообразования на осно-
ве 20 — 35 мас.% растворов СаС12 с добавкой к этому раствору метилового
189
спирта в количестве 5 —20 мае.%. Было выяснено, что смесь данного соста-
ва обладает весьма низкой температурой замерзания и высокой антигид-
ратной активностью. Здесь, по-видимому, имеет место эффект неаддитив-
ного действия компонентов смешанного ингибитора типа электролит +
+ неэлектролит. Так, если температуры замерзания 27 %-ного водного рас-
твора СаС12 и 10 %-ного водного раствора метанола соответственно —40 и
— 7 °C, то температура замерзания 30 %-ного водного раствора СаС12, к
которому добавлено 10 % метанола (т.е. водный раствор, содержащий 27 %
СаС12 и 9,5 % СН3ОН) составляет —63 °C. Анализ возможности практичес-
кого применения смеси СаС12 + СН3ОН представлен в работе [86].
Понизить коррозионную активность растворов хлорида кальция мож-
но введением в раствор смеси гидразина (в виде гидратов и солей) и произ-
водных триазола (патенты № 57-209981 от 19.06.81 и № 56-95468 от 23.12.82,
Япония).
В УкрНИИГазе в 1985—1987гг. исследована и рекомендована другая
добавка — ингибитор коррозии ОР-2К. Ранее этот ингибитор выпускался
в ПО "Азот", г. Днепродзержинск. Он представляет собой смесь кубовых
остатков монометаноламиновой очистки коксового газа от кислых компо-
нентов (СО2 и H2S) с ХОСП-10 (хлористая соль бензилхинолиния) в соот-
ношении 9:1. Реагент малотоксичен, плотность — 1,3 г/см3. После проведе-
ния лабораторных экспериментов в УкрНИИГазе разработан комплексный
ингибитор коррозии и гидратообразования, содержащий следующие ком-
поненты, % об.: хлорид кальция — 30 — 35; ОР-2К — 10; вода — остальное.
Опытно-промышленные испытания этого ингибитора проводились в 1985 г.
на Мелиховском ГКМ (Украина), а промышленное внедрение проводилось
в конце 80-х годов.
Далее, в 1986 г. в Полтавском инженерно-строительном институте по
заданию УкрНИИГаза разработан комплексный ингибитор гидратообразо-
вания и солеотложения, названный К-1-УК. Опыт применения водного
раствора хлорида кальция на месторождениях Полтавской области
(Украина) показал, что в реальных промысловых условиях он обладает
значительной коррозионной активностью и является стимулятором процес-
са карбонатных отложений в' газопромысловых коммуникациях за счет
взаимодействия щелочных примесей в хлориде кальция с углекислотой,
содержащейся в природном газе. В этом же институте в целях снижения
коррозионной активности СаС12 ранее был предложен состав ингибитора
из 20 —30 %-ного водного раствора СаС12 с добавками ДЭГа, высших мо-
ноатомных спиртов, солей моно- и дикарбоновых кислот, а также алифа-
тических аминов (А.с. № 944624, СССР). Однако, как показала промысло-
вая практика, применение ингибитора приводит к карбонатным отложени-
ям в промысловых коммуникациях. Учитывая сложившуюся ситуацию,
разработали комплексный ингибитор К-1-УК, представляющий собой
смесь 30 %-ного раствора СаС12 и ингибитора коррозии КИ-1. Этот состав
эффективно предотвращает одновременно процессы гидратообразования,
коррозии и солеотложения в системах сбора газа на газоконденсатных
месторождениях Полтавской области.
Ингибитор коррозии КИ-1 имеет следующий состав, мае. %: каталин
(алкилбензилпиридиний хлорид) — 25; бензиловый спирт — 1,5; уротропин
(гексаметилентетрамин) — 25; Н2О2 — 23,4; пиридин — 25; вода — 0,1.
Для приготовления комплексного ингибитора К-ПУК раствор техни-
ческого хлорида кальция, содержащий 32 — 35 мае.% основного вещества,
190
разбавляют водой до 30 %-ной концентрации. Далее к полученному раство-
ру добавляется 1—2% ингибитора КИ-1. Плотность полученного комплекс-
ного ингибитора 1,28 г/см3, pH » 6,8. Приемочные испытания и внедрения
ингибитора, прошедшие на Распашновском ГКМ, показали его техноло-
гичность. Химический и тепловой методы регенерации позволяют полно-
стью восстановить антигидратные, антикоррозионные и другие технологи-
ческие свойства ингибитора.
Таким образом, растворы электролитов и сейчас вполне могут исполь-
зоваться на небольших месторождениях, преимущественно в регионах
средней и южной полосы России и в странах СНГ. В связи с разработкой
комплексных программ освоения малых газовых месторождений России в
ряде случаев целесообразно применение в качестве антигидратных реаген-
тов именно растворов электролитов (особенно рекомендуем растворы би-
шофита с добавками антикоррозионных реагентов). Однако применение
подобных ингибиторов в северных регионах на крупных газовых и газо-
конденсатных месторождениях представляется явно нетехнологичным (в
силу климатического фактора и особенностей технологии добычи газа).
Ингибиторы гидратообразования на основе гликолей
Гликоли — довольно распространенные ингибиторы гидратообразования
для процесса НТС газа, особенно активно использовались на южных газо-
конденсатных месторождениях, начиная с конца 50-х годов. В газовой
промышленности наибольшее применение находит диэтиленгликоль (ДЭГ),
который используется так же, как абсорбент при осушке газа.
Диэтиленгликоль довольно эффективный ингибитор гидратообразова-
ния. Одним из его достоинств является малая растворимость в газовой фа-
зе (в основном его потери определяются механическим уносом в капель-
ном виде в количестве 10 —40 г/1000 м3 газа); разработаны в деталях систе-
мы регенерации отработанного раствора. Недостатки — высокая цена, оп-
ределенные технологические затруднения при разделении эмульсии ДЭГа с
нестабильным конденсатом (особенно при наличии ароматических углево-
дородов в конденсате), довольно высокая вязкость и сравнительно высокая
температура кристаллизации (что затрудняет его использование в северных
условиях).
В настоящее время ДЭГ находит применение как ингибитор гидратов
главным образом на установках НТС на некоторых месторождениях
Средней Азии.
Физико-химические характеристики ДЭГа и других гликолей приведе-
ны, например, в монографии [9]. Информация о растворимости ДЭГа в
конденсате и особенностях разделения его эмульсий с нестабильным кон-
денсатом дана в работе [87]. Анализ оригинальных работ по регенерации
ДЭГа (в том числе азеотропной, при наличии в ДЭГе метанола и т.п.)
представлен в обзоре развития ресурсосберегающих технологий в газовой
промышленности [88].
Однако в практике эксплуатации крупных месторождений имеется
тенденция замены ингибитора ДЭГа на более дешевый и доступный мета-
нол. Так, замена ДЭГа на метанол в установках НТС осуществлена на
Оренбургском ГКМ и затем на Карачаганакском ГНКМ [89]. Здесь реали-
зована традиционная технология применения метанола с подачей концент-
рированного реагента в необходимые по технологии точки ввода.
191
В связи с тенденцией замены ДЭГа на метанол, что обусловлено глав-
ным образом экономическими соображениями, целесообразно детальнее
проанализировать возможности использования более дешевых составов на
базе гликолей в системах промысловой подготовки газа на базе побочных
продуктов химических производств (гидратации окиси этилена и окиси
пропилена).
В изобретении (А. с. № 1271550, СССР) разработан способ предот-
вращения гидратообразования углеводородных газов путем введения в по-
ток газа ингибитора на основе смеси гликолей — полигликоля (ИГ). В це-
лях удешевления процесса в качестве ингибитора предложено использовать
отходы процесса гидратации окиси этилена, в состав которых входят 85 —
90 мае.% полигликолей и 10—15 мае.% полиальдегидных смол. Состав поли-
гликолей: этиленгликоль 0,1—3%, диэтиленгликоль 1—10%, триэтиленгли-
коль 40 — 45 %, тетраэтиленгликоль 10 — 30%, пентагексаэтиленгликоль 1 —
7 %. Отход нефтехимического производства на основе полигликодей пред-
ставляет собой жидкость темного цвета со слабым запахом, плотностью
1,085 г/см3 при 20 °C, температурой начала кипения 190 °C и конца кипения
240 °C. Смешивается с водой во всех отношениях. Практически не раство-
ряется в углеводородном конденсате, не образует пены и эмульсий. Темпе-
ратура замерзания реагента ниже —50 °C, снижение температуры гидрато-
образования практически составляет 35 —40 °C. Состав обладает некото-
рыми антикоррозионными свойствами, а также отчасти препятствует от-
ложению солей в НКТ и технологическом оборудовании. Может служить и
теплоносителем для систем обогрева технологического оборудования
(коэффициент теплопроводности 0,35 —0,4 Вт/(м К). Внедрялся на предпри-
ятиях ПО Оренбурггазпром. Реагент предложен к использованию Волго-
УралНИПИГазом.
Способ применения ПГ (в соответствии с А. с. № 1271550, СССР) со-
стоит в следующем. В емкости приготавливают смесь, состоящую из 70 —
85 мае.% отхода производства гидратации окиси этилена и 15 — 30мас.%
воды. Приготовленную смесь насосом закачивают в трубопровод с пото-
ком газа. Использованную водополигликолевую смесь регенерируют в де-
сорбере с последующим возвратом в цикл. В работе (90) представлены ре-
зультаты физико-химических исследований ПГ. Приведены данные по его
регенерации. Лабораторными исследованиями установлено, что при объем-
ной доле полигликоля 50, 60, 70, 80 и 90 % температура гидратообразования
водным раствором полигликоля снижается соответственно на 14, 17, 28, 32
и 40 °C. Таким образом, антигидратная активность ПГ не намного хуже,
чем ДЭГа. На Оренбургском ГКМ были проведены опытно-
промышленные испытания ПГ как ингибитора гидратообразования в
скважинах и на установках НТС (теперь уже взамен метанола). Авторами
[90] утверждается, что расход ПГ не превышает расхода метанола. Внедре-
ние ПГ на второй ступени сепарации установок НТС Оренбургского: про-
мысла с дальнейшей регенерацией отработанного ПГ по экономическим
оценкам в свое время могло бы дать значительный экономический эффект.
Отметим, что данный реагент можно эффективно использовать и для
осушки газа. Следует ожидать, что дальнейшее совершенствование по-
добных ингибиторов пойдет по пути подбора добавок,: улучшающих
некоторые их технологические свойства: антикоррозионные и препятст-
вующие солеотложениям (по аналогии с рассматриваемым ниже ингибито-
ром гидратов — полипропиленгликолем). Кроме того, было бы целесо-
192
образно разработать технологию очистки ПГ от примесей полиальдегид-
ных смол, которые в определенной мере ухудшают его технологические
свойства.
В работе [91] исследованы кубовые остатки производств этиленглико-
ля, этилцеллозольва и полигликолевой смолы. Эти кубовые остатки содер-
жат более 70 % ЭГ. Приведем результаты лабораторного исследования [92]
состава кубовых остатков ПО "Нижнекамскнефтехим", мае.%: этилкарби-
тол (моноэтиловый эфир ДЭГа) — 23,65; ЭГ-71,69; ДЭГ — 1,09; ТЭГ —
2,82; этилцеллозольв — 0,64; метилцеллозольв — 0,11 %. Реагенты было ре-
комендовано использовать в системах сбора нефти северных месторож-
дений.
Перспективным представляется и ингибитор ЭТ-1. В состав ЭТ-1 вхо-
дят диэтиленгликоль и этиловый эфир триэтиленгликоля. По своим антиги-
дратным характеристикам ЭТ-1 находится на уровне ДЭГа (данные Юж-
НИИГипрогаза), но в несколько раз дешевле (хотя и дороже ПГ). Ингиби-
тор и осушитель ЭТ-1 прошел промышленные испытания как осушитель в
ПО Шебелинкагазпром и Уренгойгаздобыча. Реагент ЭТ-1 хорошо регене-
рируется и может найти применение не только как осушитель, но и для
предупреждения гидратообразования на установках НТС. Следует отме-
тить, что подобные составы (азеотропные смеси) на базе этилкарбитола и
ЭГ с примесями других гликолей и этилцеллозольва первоначально пред-
ложены (и исследованы в лабораторных условиях) как осушители и инги-
биторы во ВНИИГазе А.М. Климушиным с сотрудниками еще в 1965 г.
Кроме того, в начальной стадии эксплуатации месторождения Медвежье
этилкарбитол был испытан как ингибитор гидратообразования шлейфов
скважин. Основные недостатки реагентов типа ЭТ-Г. сильный неприятный
запах, причем вдыхание его паров вызывает головную боль у обслужива-
ющего персонала; существенно большие безвозвратные потери, чем в слу-
чае ДЭГа. Состав ЭТ-1 предлагался к использованию и на Ямбургском
ГКМ при вводе в эксплуатацию валанжинских залежей. Соответствующая
технология применения разработана в ЮжНИИГипрогазе в рамках приня-
той для Ямбургского ГКМ схемы промысловой обработки газа валанжин-
ских залежей с его осушкой до низкотемпературной сепарации.
Предложен ингибитор (А. с. № 1007711, СССР) на основе этиленглико-
ля, отличающийся тем, что в целях расширения интервала температур при-
менения состава с сохранением ингибирующих свойств на высоком уров-
не, он дополнительно содержит ацетон при следующем соотношении ком-
понентов, мас.%: ацетон — 20 — 40, этиленгликоль — остальное. В отличие
от этиленгликоля предлагаемый ингибитор замерзает при более низкой
температуре и имеет значительно меньшую вязкость. Приведены результа-
ты экспериментов, показывающие, что предлагаемый ингибитор по
эффективности своего действия находится на уровне этиленгликоля и
метилового спирта. Эти данные несколько противоречат результатам дру-
гих авторов. На наш взгляд, введение в состав ингибиторов гидратов аце-
тона явно нецелесообразно (ацетон сам образует газовые гидраты структу-
ры II).
Сведений о практическом применении данного ингибитора не посту-
пало, не проводился также и технико-экономический анализ. При необхо-
димости понизить вязкость и температуру замерзания в гликоль лучше до-
бавлять метанол. Попутно отметим, что состав гликоль + метанол неодно-
кратно предлагался (в частности, ВНИИГазом) и детально исследовался как
7 — 830
193
возможный абсорбент при пониженных температурах контакта (ниже
5 “С) при абсорбционной осушке газа.
Кроме ЭГа, ДЭГа, ПГ, ЭТ-1 значительный интерес представляет ис-
пользование пропиленгликоля и побочных продуктов при его получении
(ди-, три- и полипропиленгликоли) в качестве ингибитора гидратообразова-
ния. Эти продукты получают при гидратации окиси пропилена.
В работах (92, 93] представлены результаты исследования полипропи-
ленгликоля (ППГ) в качестве осушителя и ингибитора гидратов. ППГ полу-
чается в кубовом остатке пропиленгликоля при его дополнительной ректи-
фикации на Сумгаитском нефтехимическом комбинате. При исследовании
химического состава отхода установлено, что в его состав входят в основ-
ном моно-, ди-, трипропиленгликоли и вода. Средний состав, мас.%: ди-
пропиленгликоль — 85; пропиленгликоль — 10—12; трипропиленгликоль —
1—3; вода — 0,1 — 1. На лабораторной установке проведены опыты по оп-
ределению условий гидратообразования природного газа Шебелинского и
Мелиховского месторождений (Украина) в присутствии водных растворов
ППГ. Установлено, что температура начала гидратообразования при ис-
пользовании водных растворов ППГ на 5—10’С ниже, чем при примене-
нии водных растворов ДЭГа той же концентрации. Например, при кон-
центрации ППГ, равной 60 мас.%, снижение температуры гидратообразова-
ния составляет 29 °C. На наш взгляд, эти данные излишне оптимистичны и
требуют дополнительной проверки. Выполнены исследования взаимной
растворимости в системах гликоль — углеводородный конденсат — вода
при различных температурах. Как и следовало ожидать, ароматические и
нафтеновые углеводороды растворяются гораздо лучше, чем парафиновые.
Сопоставление с данными по растворимости конденсата и углеводородов в
ДЭГе показывает, что их растворимость в ППГ примерно на 20 % ниже,
чем в ДЭГе. Установлено также, что водные растворы ППГ по сравнению
с ДЭГом регенерируются при более низких температурах. Температура
разложения ППГ выше 265 °C. При температуре регенерации 145 °C кон-
центрация регенерировавшего ДЭГа составляет 90 мас.%, тогда к ак в тех
же условиях концентрация рёгенерированного ППГ составляет 99,5 мас.%.
Исследовано влияние минеральных солей на осушающуйэ способность
ППГ. Проведены опытно^промышленные испытания на УКПГ-1,2 Крести-
щенского ГКМ (Украина); где ранее для промысловой обработки газа при-
менялся ДЭГ. Потери ППГ с осушенным газом составили 35 —45 г/1000 м3
газа. На основе промысловых испытаний разработаны рекомендации по
применению ППГ и нормы его расхода. Стоимость ППГ в два-три раза
ниже, чем ДЭГа.
Таким образом, в результате проведенных лабораторных и промысло-
вых исследований выявлены условия применимости ППГ как осушителя и
ингибитора гидратов и получено авторское свидетельство (А. с. № 768444,
СССР). Реагент разработан во ВИИПИГазе (Азербайджан).
В целях возможности использования ППГ для кбррозйонно активных
сред авторы [94] предложили дополнительно вводить в него ингибитор
коррозии — катапин. Каталин является катионоактивным 'ПАВ, представ-
ляет собой светло-коричневую жидкость, полностью'йжшйваетсйс водой
и спиртами, имеет высокие антикоррозионные характеристики, его тем-
пература замерзания — ( -11) °C, вязкость — 78 i^/с? Прей еденные лабо-
раторные исследования смесей катапин—ППГ — вода позволили выбрать
оптимальный состав с учётом его антигидратных и антикоррозионных
194
свойств, вязкости, растворимости в конденсате, температуры замерзания.
Установлена возможность его регенерации методом ректификации при
температуре 105—125 °C. В итоге разработан комплексный ингибитор на
основе каталина и полипропиленгликоля (КППГ) при следующем соотно-
шении компонентов, мае.%: ППГ 70 — 80; катапин — 0,5 — 1; вода — 20 —
30. Физико-химические характеристики КППГ: плотность — 1,1 —
1,14 г/см3, вязкость при 20 °C — 35 м2/с, температура начала кипения —
102 °C, конца кипения — 280 °C, температура замерзания —( — 65] °C. Анти-
гидратные свойства КППГ такие же, как и ППГ. Проведены исследования
КППГ и как ингибитора солеотложений: оказалось, что растворимость со-
лей NaCl и СаС12 в КППГ в пять-шесть раз выше, чем в ППГ, что не впол-
не понятно. Кроме того, в присутствии КППГ снижается и интенсивность
солеотложений в промысловых сооружениях. Изучение защитных свойств
КППГ в агрессивных средах выполнено применительно к условиям место-
рождений Полтавской области (Украина), на которых промысловое обо-
рудование подвергается коррозии из-за наличия в пластовых высоко-
минерализованных водах агрессивных компонентов (органических кислот,
СО2). Защитный эффект КППГ по отношению к стали составляет
95-98%.
Промысловые испытания КППГ проводились на ГКМ Руденки и Яб-
луновка Полтавской области [95]. Например, на ГКМ Руденки были пред-
варительно выбраны скважины, в которых количество выносимой пласто-
вой воды составляет 0,5 —0,8 м3/сут, а минерализация — 3 — 5 г/л. Подача
ингибитора КППГ осуществлялась в затрубное пространство скважин и на
входе в сепаратор первой ступени УКПГ с помощью насосов марки НД-
100/250. После насыщения ингибитора его концентрация изменялась в пре-
делах 70 — 80 %; регенерация КППГ осуществлялась при температуре 115 —
• 120 °C, при этом его концентрация составляла до 87 мае.%. Суммарные по-
; тери КППГ составили 60 —70 г/1000 м3 газа. Таким образом, с использова-
ниемКППГ может быть обеспечена промысловая обработка газа и пре-
дотвращается углекислотная коррозия оборудования.
Авторы [94] исследовали смеси УПБ + гликоли. Оптимальным оказал-
-ся состав 70 мае.% УПБ и 30 мае.% ППГ (или ДЭГ), по эффективности не
уступающий существующим ингибиторам и одновременно обладающий ан-
тикоррозионной активностью. На этот состав, включающий водные рас-
творы монопропиленгликоля, дипропиленгликоля, трипропиленгликоля и
упаренной последрожжевой барды, получено авторское свидетельство (А. с.
№ 971447, СССР).
. Однако оказалось, что этот ингибитор имеет недостатки — повышен-
ное ценообразование и образование эмульсий. Поэтому для устранения
недостатков такого ингибитора предложено (А. с. № 1150010, СССР) до-
полнительно вводить в него деэмульгатор (сульфанол) при следующем соот-
. ношении компонентов, мае.%: монопропиленгликоль — 1—5; дипропилен-
• гликоль — 6—10; трипропиленгликоль — 1 — 5; упаренная последрожжевая
барда,,— 60 — 70; сульфанол — 0,1—0,5; вода — остальное. Использование
улучшенной композиции для предотвращения гидратообразования за счет
уменьшения как ценообразования, так и образования эмульсий с конден-
сатом позволяет сократить потери ингибитора и углеводородного конден-
сата, Т.е. улучшить качество подготовки газа. Приведены [94] данные лабо-
раторных испытаний разработанного ингибитора на антигидратную актив-
ность,, вспенивание и образование эмульсий. Утверждается, что регенера-
7'
195
ция растворов данной композиции может осуществляться обычной ректи-
фикацией уже при 100— 120 °C. Предлагаемая композиция нетоксична, не-
коррозионна, имеет промышленную базу.
Дальнейшее улучшение композиции предложено в изобретении (А. с.
№ 1391692, СССР). Здесь взамен сульфанола и в целях повышения ингиби-
рующей способности состава, предотвращения ценообразования, повыше-
ния антикоррозионной активности и предупреждения солеотложения в не-
го дополнительно включен ДЭГ, полибензилтриэтаноламмонийхлорид и
лигносульфонат. Состав нового ингибитора, мае.%: УПБ — 45 — 55, ППГ —
5—10, ДЭГ — 3 — 5, полибензилтриэтаноламмонийхлорид — 1—2, лигно-
сульфонат — 0,1—0,4, вода — остальное. Остается неясным, с какой целью
авторы вводят в состав небольшие добавки ДЭГа. Сведений о результатах
промышленных испытаний данного состава в литературе не имеется.
Значительный интерес представляют относительно недавние разработ-
ки ингибиторов на базе спиртов с многими гидроксильными группами. За-
явлен состав (А. с. № 976035, СССР) на основе глицерина, включающий
следующие компоненты, мае.%: мочевина — 50 — 60, глицерин — 30 — 40,
вода — 10 — 20. Лабораторные эксперименты проводились с природным
газом Мангышлакского месторождения (Казахстан). Максимальный инги-
бирующий эффект, достигнутый в экспериментах, составил 17,8 °C при
концентрации отработанного ингибитора 50 мае.%. Авторы отмечают пре-
имущество данного ингибитора с экологической точки зрения (состав не
токсичен) и полагают, что его стоимость будет ниже, чем метанола. Про-
мышленных испытаний разработанного состава не проводилось. Как по-
ложительный момент следует подчеркнуть, что в присутствии мочевины
образующиеся гидраты по своей морфологической структуре существенно
отличаются от гидратов, получаемых в присутствии метанола. По данным
ВНИИПРОМгаза, при наличии в растворе мочевины (карбамида) гидраты
имеют форму чешуи, их ассоциаты образуют хлопья (наподобие рыхлого
снега). А при значительном "загидрачивании" получаемая гидратная масса
желеобразная и хорошо текучая (гидраты в такой форме специалисты
производственных организаций иногда называют "жидкими" гидратами).
Поэтому предлагаемый состав (А.с. •№ 976035, СССР) может оказаться
весьма эффективным не столько из-за его антигидратной активности,
сколько благодаря кинетическим и морфологическим особенностям обра-
зования гидратов в его присутствии. Предлагаемый антигидратный реагент,
по существу, является промежуточным между ингибитором гидратообразо-
вания и ингибитором гидратоотложения. На наш взгляд, на поиск опти-
мальных составов ингибиторов такого механизма действия должно быть
обращено особое внимание. В связи с этим представляется целесообраз-
ным создание современной лабораторной базы в системе ОАО "Газпром"
по изучению особенностей кинетики образования и разложения газовых
гидратов.
Кратко обсудим особенности применения ингибиторов на базе глико-
лей на установках НТС, когда имеется возможность выпадения в рекупера-
тивных теплообменниках наряду с гидратами и парафинов. Подобная ситут
ация часто имеет место на месторождениях Средней Азии, однако в по- \
следнее время эффект запарафинивания теплообменников рассматривается
как возможное осложнение даже на Уренгойском ГКМ в связи с тем, что
на некоторые установки НТС поступает продукция нефтегазоконденсат-
ных скважин (а также в связи с началом опытно-промышленной эксплуа-
196
тации ачимовских горизонтов, конденсат которых содержит значительное
количество парафинов).
При появлении парафиноотложений в теплообменниках можно реко-
мендовать сочетание ПАВ с ингибиторами гидратообразования. В качестве
характерного примера приведем композицию гликоль + ПАВ, с помощью
которой предупреждаются парафиногидратные отложения в технологичес-
ком оборудовании установок НТС на месторождении Шатлык в Узбекис-
тане [96].
В процессе эксплуатации газоконденсатного месторождения Шатлык
неоднократно имели место технологические осложнения на установках
низкотемпературной сепарации газа, проявляющиеся в периодическом на-
рушении температурного режима работы установок (''самопроизвольный"
выход на плюсовой режим). Это объясняется тем, что в газоконденсате
содержится более 20 % высококипящих фракций с температурой застыва-
ния 15 —20 °C, а резкое повышение температуры обрабатываемого газа
связано с ухудшением теплообмена в теплообменнике второй ступени из-
за образования отложений парафина.
В связи с тем, что на установках НТС в качестве ингибитора гидратов
использовался ДЭГ, предложено вводить в гликоль добавки ПАВ с целью
получения композиции, предупреждающей как парафино-, так и гидрато-
образование в рассматриваемой системе. Разработанный реагент представ-
ляет собой 0,3 —0,5 %-ный раствор алкиларилсульфоната (ДС-РАС) в ДЭГе
и был назван АЗОЛЯТ-ЗО. Проведены промысловые испытания компози-
ции, показавшие, что за время 11 сут установка НТС работала стабильно
на минусовом режиме без каких-либо признаков парафиноотложения и
гидратообразования. На реагент АЗОЛЯТ-ЗО выдано авторское свидетельст-
во № 697696 "Состав для предотвращения парафиногидратных отложений".
Антигидратные составы на базе метанола
(и других алифатических спиртов)
Ниже дается анализ применения метанола и антигидратных составов на
основе низших алифатических спиртов (см. также обзоры [10, 27, 81,
97, 98]).
Прежде всего подробно рассмотрим достоинства и недостатки мета-
нола — наиболее широко распространенного антигидратного реагента, ис-
пользуемого как для предупреждения гидратообразования, так и для ликви-
дации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений
(несплошных гидратных пробок).
На действующих месторождениях Крайнего Севера России использу-
ется в настоящее время практически только метанол. Метанол также по-
стоянно рекомендуется как ингибитор и на вновь проектируемых место-
рождениях Надым-Пур-Тазовского газоносного региона и группы уникаль-
ных месторождений п-ова Ямал. Метанол используется на Оренбургском,
Карачаганакском и Астраханском газоконденсатных месторождениях, в
составе продукции которых присутствуют сероводород и диоксид .углерода,-
а также на большинстве ПХГ, ГРС и шельфовых ГКМ. Детальный анализ
особенностей применения метанола позволяет четче сформулировать тре-
бования к новым антигидратным реагентам, которые в перспективе могли
бы заменить метанол.
Широкое и практически повсеместное в настоящее время применение
197
метанола на газодобывающих предприятиях России обусловлено следую-
щими основными причинами:
• относительно низкой стоимостью даже в современных экономичес-
ких условиях России и весьма широкой промышленной базой, причем его
производство и в настоящее время продолжает расширяться (более того,
при экстренной необходимости производство метанольных продуктов мо-
жет быть достаточно оперативно организовано непосредственно на газо-
вом промысле методом неполного окисления природного газа кислородом
воздуха — соответствующие проработки и результаты опытно-
промышленных испытаний процесса имеются в отрасли);
® высокой технологичностью процесса ввода и распределения метано-
ла в требуемые участки технологической цепочки, и это весьма актуально
для условий северных месторождений (в частности, в большинстве случаев
отпадает необходимость в блоке приготовления реагента, что, например,
является характерной особенностью применения ингибиторов неэлектро-
литов);
• наивысшей среди известных ингибиторов антигидратной активнос-
тью, сохраняющейся даже при низких температурах (имеет место макси-
мальное снижение температуры гидратообразования ДТ в сравнении с дру-
гими, практически известными ингибиторами при одной и той же массо-
вой концентрации реагентов в водном растворе, — большей антигидратной
активностью обладают только аммиак и формальдегид, применение кото-
рых по ряду технологических причин вообще нецелесообразно);
• очень низкой температурой замерзания концентрированных раство-
ров метанола и исключительно малой их вязкостью даже при температурах
ниже — 50 °C (таким образом, имеется возможность его закачки в скважи-
ны и шлейфы в условиях Крайнего Севера с использованием централизо-
ванных систем распределения ингибитора по соответствующим метаноло-
проводам с незначительными гидравлическими потерями);
• смешиваемостью со слабоминерализованной пластовой водой без
выпадения твердого осадка, в то же время в довольно редких случаях вы-
сокоминерализованных пластовых водонапорных систем можно использо-
вать не концентрированный метанол, а его водные растворы, подбирая
концентрацию исходя из условия невыпадения твердой фазы, — здесь бла-
гоприятным фактором является то обстоятельство, что сильно минерализо-
ванная вода и сама по себе выступает как ингибитор гидратов;
о сравнительно малой растворимостью метанола в нестабильном кон-
денсате, особенно при контакте нестабильного газоконденсата с отрабо-
танным (насыщенным) водным раствором метанола, концентрацией менее
50 мае.%;
• в отличие от растворов неэлектролитов некоррозионностью метано-
ла и его водных растворов, и, следовательно, отпадает необходимость в
каких-либо специальных антикоррозионных добавках в ингибитор, разу-
меется, если "сырой" газ сам по себе не является коррозионно-активным;
® возможности использования технических сортов метанола, напри-
мер метанола-сырца, а также гидролизных фракций метанола (с гидролйз-
ных заводов);
• наличием достаточно простых технологических- схем регенерации
отработанных растворов (в частности, может быть рекомендован метод
ректификации и его двухколонные модификации применительно к регене-
рации засоленных растворов);
198
• принципиальной проработанностью в настоящее время вопросов
утилизации и захоронения промстоков, содержащих метанол, — это сей-
час стало особо актуальным, поскольку требования к охране окружающей
и геологической среды постоянно возрастают (хотя с практической точки
зрения здесь остается еще масса нерешенных вопросов, требующих при-
стального внимания специалистов);
• высокой эффективностью реагента не только для предупреждения
гидратообразования, но и при ликвидации возникающих при нарушениях
технологического режима несплошных гидратных пробок (отложений) в
промысловых коммуникациях (скважинах, шлейфах, коллекторах, АВО,
теплообменном оборудовании).
Взамен чистого метанола практически с той же антигидратной эффек-
тивностью можно использовать технические сорта, а также полупродукты
его производства или кубовые остатки химических производств, где мета-
нол применяется в технологическом цикле. В таком случае ставится задача
снижения эксплуатационных затрат на предупреждение гидратообразова-
ния либо за счет использования более дешевых, чем метанол продуктов,
либо за счет введения в состав ингибитора малолетучих добавок. В послед-
нем случае уменьшаются потери метанола с газовой фазой, тогда как ис-
пользование нелетучих реагентов-добавок в чистом виде или невозможно,
или экономически нецелесообразно (из-за высокой вязкости, низкой тем-
пературы замерзания, наличия предела ингибирующего действия).
Так, на Мангышлакском ГКМ (Казахстан) вместо метанола некоторое
время использовался метанол-сырец [99]. Метанол-сырец (МС) в соответ-
ствии с ТУ 603-323 — 77 имеет плотность не более 0,818 г/см3, содержание
органических веществ не менее 91 мас.%, а воды не более 9 мас.%. В сред-
нем МС содержит 91 мас.% метанола, 5 —7 мас.% воды и до нескольких
мас.% других органических веществ (в основном этанола), МС — не кор-
розионно-активен. МС находит применение на месторождения» ПО
"Севергазпром".
В качестве примера отходов метанола в технологическом цикле можно
привести состав оборотного метанола на Кусковском химическом заводе,
содержащий метанола — 91 %, хлорбензола — 4 %, изобутанола — 3 %,
метиленхлорида — 2 %. Использование такого отхода производства для
предупреждения и ликвидации гидратных пробок хотя и возможно, но, по-
видимому, весьма нежелательно с экологической точки зрения.
В последние десять лет детально исследуются возможности (см., на-
пример, [100, 101]) получения разнообразных кислородсодержащих про-
дуктов (в основном метанольных) непосредственно на месторождениях по-
средством неполного окисления природного газа кислородом воздуха.
Эксперименты, в частности, проводились на опытной установке Шебелин-
ского газового промысла. В результате проведенных исследований выявле-
но влияние гидродинамических параметров воздуха (окислителя) и природ-
ного газа на количество и состав полученных продуктов [101]. Выход жид-
кой фазы на 1000 м3 окисляемого газа составляет 39 —43 кг, в состав кото-
рой входят: СН3ОН (-50 мас.%), высшие спирты (Г—2 мас.%), формальдегид
(8 мас.%), альдегиды, эфиры, кислоты и вода (32—34 мас.%). Определены
оптимальные термодинамические параметры ведения процесса: давление —
10 МПа, температура - 400 —420 °C. Механизм реакции — цепной. Авто-
ры работ [100, 101] провели промышленные испытания полученного мета-
нольного продукта, показавшие его эффективность как антигидратного
199
реагента при ингибировании шлейфов. Дальнейшее возможное направле-
ние исследований — анализ перспектив использования этого антигидратно-
го реагента на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. Следует, од-
нако, отметить определенные недостатки получаемого метанольного про-
дукта: нестабильность состава (так как возможно продолжение процессов
окисления) и наличие кислот, что обусловливает его коррозионную актив-
ность. Поэтому при промышленном внедрении в состав метанольного про-
дукта необходимо вводить небольшие добавки ингибиторов коррозии,
окисления, а также нейтрализовать кислоты. На данный продукт получено
А. с. № 1457976.
Имеются и широкомасштабные проекты получения метанола непол-
ным окислением метана. Так, разработана соответствующая технология
применительно к месторождениям севера Тюменской области. Техноло-
гическая схема проточного типа предусматривает возвращение непрореа-
гировавшего природного газа в магистральный газопровод. В рамках дан-
ного проекта предполагалось в районе г. Новый Уренгой строительство
одной установки производительностью от 100 до 300 тыс. т/год. Однако
проект пока что не реализован (требуется более детальное технико-
экономическое обоснование проекта с учетом анализа работы опытных
установок). Подобный проект имеется и для месторождений Центральной
Якутии.
В ряде случаев из-за высокой упругости паров метанола имеют место
большие его потери с газовой фазой. Поэтому определенное внимание
уделяется разработке смешанных составов, в которые помимо метанола
входят и менее летучие водорастворимые органические реагенты. Так,
предложен (А. с. № 510256) ингибитор гидратообразования, содержащий
наряду с CTLjOH изопропиловый спирт (8—11 мае.%) и этиленгликоль (10 —
19 мае.%). В работе (патент США № 4597779) рекомендуется использовать
спирты с одной гидроксильной группой как ингибиторы гидратов на мес-
торождениях диоксида углерода. В связи с перспективностью использова-
ния составов метанол + высшие спирты (особенно в условиях месторож-
дений типа Астраханского) отметим возможность получения сразу опти-
мального состава ингибитора из синтез-газа посредством подбора катали-
заторов и соответствующих термодинамических условий ведения процесса
[97]. С этой точки зрения определенный интерес представляет работа
[102], где обсуждается кинетика получения метанола и алифатических
спиртов из синтез-газа на поверхности цинк-хром-калиевого катализатора.
При получении метанола и фурфурола методом гидратации окиси эти-
лена на стадии очистки целевого продукта из метанольной и очистной ко-
лонн отбирают метанольную фракцию (МФ), а из эфирной колонны —
эфироальдегидную фракцию (ЭАФ). Впервые как ингибитор гидратообра-
зования МФ предложено использовать в [103], а ЭАФ в [104], однако ре-
ального внедрения данные композиции после указанных работ так и не
получили.
Метанольная фракция по ТУ 81 04-175 — 78 содержит органических
веществ не менее 93 мае.%, причем метанола не менее 80 мае.%, кислот-
ность в пересчете на уксусную кислому доходит до 500 мг/л. Состав МФ
непостоянный (и зависит от технологического режима работы колонн),
при хранении состав меняется (продукт окисляется). В состав ЭАФ входят
главным образом этанол и диэтиловый эфир (в среднем в пропорции 2:1) с
небольшими примесями ацетальдегида (и других альдегидов и эфиров) и
воды. Состав ЭАФ также непостоянный. МФ и ЭАФ проявляют коррози-
онную активность.
В целях анализа реальных возможностей внедрения МФ и ЭАФ в
практику ингибирования во ВНИИПРОМгазе проведены детальные иссле-
дования по следующим направлениям:
» анализ промышленной базы (возможности гидролизных заводов и
анализ составов этих продуктов);
• изучение антигидратной активности отдельных гидролизных фрак-
ций, их смесей и композиций;
• рассмотрение возможности выпадения твердой фазы при контакте
гидролизных фракций с пластовыми водами и при низких (до —60 °C)
температурах;
• изучение коррозионной активности продуктов.
Проведенные исследования позволили выработать определенную так-
тику использования МФ на месторождениях ПО "Севергазпром": для ус-
реднения состава рекомендовано смешивать поступающие МФ с разных
заводов, а в целях снижения коррозионной активности использовать МФ в
виде композиции с метанолом-сырцом, причем количество МФ не должно
превышать 30 %.
В итоге разработан оптимальный композиционный ингибитор гидра-
тообразования, состоящий из гидролизных фракций Архангельского, Лоб-
винского и Сыктывкарского гидролизных заводов (15 — 20%) и метанола-
сырца (80 — 85%). Опытно-промышленные испытания показали, что удель-
ный расход композиционного ингибитора не выше, чем метанола-сырца.
Авторами этой работы (А.М. Лисичкин, И.И. Зыбинов и др.) установлено,
что присутствие в гидролизных фракциях ацетона и сивушных масел не-
желательно, поскольку они заметно снижают эффективность ингибитора,
тогда как примеси метилэтилкетона и диметилсульфоксида значительно
усиливают антигидратную активность, особенно при низких температурах
(однако физико-химические причины этого эффекта остались невыяснен-
ными). Анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации данной
композиции показывает ее технологичность, практически отсутствует кор-
розионная активность. Более того, присутствие незначительного количества
кислот оказалось даже положительным фактором, способствующим удале-
нию солеотложений (карбонатного типа) из промысловых коммуникаций.
В итоге отмечается не только общее уменьшение эксплуатационных затрат
на предупреждение гидратообразования, но и некоторое снижение удель-
ного расхода композиции по сравнению с МС. Вероятно, это обусловлено
чисто организационно-техническими причинами, т.е. снижением перерас-
хода реагента по сравнению с теоретически потребным его количеством
(за счет улучшения работы обслуживающего персонала в период проведе-
ния промысловых испытаний).
Что касается эфироальдегидной фракции (ЭАФ), то она обладает
меньшей антигидратной активностью в основном из-за присутствия в ее
составе диэтилового эфира, принимающего участие в образовании гидра-
тов. Однако в ряде случаев ЭАФ, а также другие составы на базе этилового
спирта могут оказаться весьма конкурентоспособными метанолу. Напри-
мер, для ингибирования шлейфов скважин месторождений сероводородсо-
держащего газа типа Астраханского, где гидратообразование возможно
уже при температурах ниже 30 °C. Можно также рекомендовать ЭАФ для
ингибирования продуктопроводов с НПЗ.
201
Другой пример побочного продукта спиртового производства — упа-
ренная последрожжевая барда (УПБ). УПБ представляет собой темно-
коричневую жидкость со специфическим запахом, нетоксична, смешивает-
ся с водой и спиртами в любых соотношениях. Не коррозионно-активна и
малорастворима в углеводородном конденсате, имеется достаточная про-
мышленная база. Как ингибитор гидратообразования УПБ предложена в
работе [93]. Ее основные физико-химические свойства: кинематическая
вязкость при 20 °C равна 2,4 м2/с, температура замерзания — ( — 30) “С,
плотность при 20 °C — 1,145 кг/м3. При практическом использовании УПБ
снижение температуры гидратообразования может составить 10—12 °C.
Следовательно, УПБ нельзя непосредственно, например, применять для ин-
гибирования установок НТС. Поэтому были изучены и смешанные составы
с добавками УПБ.
Предложена также композиция, в которой наряду с СН3ОН содержит-
ся значительное количество ацетона (до 30 мас.%). Этот состав, на наш
взгляд, не является удачным: ацетон, так же как и метанол, сильно летуч и
хорошо растворяется в сжатом природном газе. Кроме того, ацетон обра-
зует гидраты структуры II, а стоимость ацетона выше, чем стоимость ме-
танола. Более перспективным нам представляется направление работ по
использованию в качестве добавок в метанол отходов и полупродуктов
производства этанола и гликолей [105, 106].
В некоторых случаях чистый метанол нецелесообразно использовать
из-за выпадения солей. Здесь, наряду с возможностью введения комплек-
сонов в состав ингибитора, следует упомянуть и простейшее техническое
решение — использование водного раствора метанола (BMP) вместо кон-
центрированного метанола [105, 106, 107]. Например, на Оренбургском ме-
сторождении при смешении в потоке газа концентрированного метанола с
минерализованной пластовой водой выпадают соли и откладываются на
внутренней поверхности НКТ. Поэтому были проведены комплексные ис-
следования по предотвращению и удалению солеотложений. Установлено,
что предотвратить выпадение солей можно при использовании BMP, при-
чем оптимальная концентрация метанола в BMP составляет 70 — 80 %.
Далее обсудим возможности применения традиционной антигидратной
композиции пластовая минерализованная вода + метанол. Так, для условий
Оренбургского месторождения авторами [107] рекомендуется композиция,
содержащая метанол — 20 —40 об.%, минерализованную воду — 60 —
80 об.% (пластовая минерализованная вода на Оренбургском ГКМ сама по
себе снижает температуру гидратообразования в среднем на 12 °C). Прове-
денные опытно-промышленные испытания показали положительные ре-
зультаты. Можно рекомендовать подобные составы и для газовых место-
рождений Центральной Якутии. Анализ фазового состояния системы угле-
водородный конденсат —метанол—пластовая минерализованная вода пред-
ставлен в обзоре [108]. Использование данных по фазовым равновесиям
[108] позволяет более обоснованно подходить к подбору состава подобных
антигидратных композиций/
При анализе системы регенерации метанола из его минерализованного
раствора на Оренбургском ГКМ авторами [98] исследована кубовая жид-
кость. Было установлено, что по сравнению с пластовой минерализованной
водой кубовая жидкость имеет значительно большую минерализацию (до
300 г/л), а также содержит меньшее количество сероводорода и механичес-
ких примесей. При использовании кубовой жидкости в составе композит
202
ций "метанол + минерализованная вода" может быть снижена концентра-
ция метанола в смеси. На основании проведения исследований по антигид-
ратной активности этой смеси и возможности выпадения солей рекомен-
дован [98] состав, состоящий из 70 % кубовой жидкости и 30 % метанолг!
(для тех УКПГ, где температура сепарации газа не ниже — 10 °C). Промыс-
ловые испытания были проведены на УКПГ-7 Оренбургского ГКМ. Резуль-
таты испытаний показали, что использование такой композиции по срав-
нению с чистым метанолом снижает потребность (норму расхода) метанола
по УКПГ примерно в 1,5 раза.
Кратко обсудим комплексные ингибиторы на базе метанола, предот-
вращающие гидратообразование, коррозию и (или) солеотложения. В каче-
стве добавок в метанол для предупреждения сероводородной коррозии на
Оренбургском ГКМ проводили испытания следующих ингибиторов: И-1-А,
И-25-Д, VISCO-904, Серво и др. Анализ использования этих ингибиторов в
промысловых условиях представлен, например, в работе [10]. В связи с
последующим увеличением выноса пластовой минерализованной воды на
Оренбургском ГКМ появилось дополнительное осложнение — солеотложе-
ния (преимущественно карбонаты и сульфаты кальция) по всему тракту —
от НКТ до технологического оборудования УКПГ. При солеотложении од-
новременно уменьшается и эффективность защиты от коррозии. Для пре-
дотвращения отложений солей в состав ингибиторов вводят комплексоны,
такие как НТФ (нитрилотриметилфосфоновую кислоту), а также другие
фосфороорганические соединения типа аминометиленфосфонатов (ДПФ-1,
ПАФ-1, ПАФ-13).
Так, изобретение (А.с. №1124118, СССР) направлено на повышение
эффективности предотвращения гидратообразования при одновременном
предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и
скважинном оборудовании. Поставленная авторами цель достигается тем,
что метанол перед закачкой в скважины (и шлейфы) обрабатывают гид-
роксидом щелочного металла или аммония до pH не менее 8, а затем —
ингибитором солеотложений концентрации 2,5 —50 мг/л пластовой воды,
кроме того, в метанол вводят ингибитор солеотложений. Ингибитор соле-
отложения имеет общую формулу
R, -N - СН2 - РО(ОН)2,
Т?2
где R, = — СН2 —РО(ОН)2; R2 = [-CH2-X-CH2-N-]„-CH2-PO(OH),
причем п = 1т20, т = 0; 1; 2.
В качестве характерного примера борьбы с отложениями солей на
фоне гидратообразования можно привести опыт эксплуатации газоконден-
сатных месторождений в ПО "Норильскгазпром" [109]. Здесь в связи с по-
стоянным увеличением объема выносимых пластовых вод возникает задача
предупреждения (наряду с гидратами) отложения солей на забое, в НКТ,
шлейфах, промысловом оборудовании. Как уже отмечалось, основная при-
чина образования солей — нарушение термодинамического равновесия в
процессе закачки на забой скважины ингибитора гидратообразования — ме-
танола. Для предотвращения гидратообразования и отложения минеральных
солей (гидрокарбонатно-хлоридно-натриевых) на забое и в НКТ газовых
скважин предлагалось использовать в настоящее время состав метанол +
203
+ ДПФ-1, а на более поздней стадии эксплуатации месторождений вводить
еще и добавки ПАВ (для обеспечения выноса пластовой воды на забой).
Ряд работ как раз и посвящен разработке ингибиторов гидратообра-
зования в стволе скважин, одновременно способствующих и выносу плас-
товой воды с забоя (А. с. № 1275088, СССР; А. с. № 104771, СССР и др.).
Так (А. с. № 1275088, СССР), предложен реагент, включающий метанол,
ПАВ и минерализованную пластовую воду при следующем соотношении
реагентов; минерализованная пластовая вода 50 —80 мае.%, метанол —
19,5— 49,5 мае.%, ПАВ — 0,40 —0,5 мае.%. В качестве пластовой воды ис-
пользуют высокоминерализованную воду газовых и газоконденсатных мес-
торождений с минерализацией 100 г/л и выше. Из большого ассортимента
ПАВ рекомендуется применять водорастворимые ПАВ (например, катапин
А, сульфанол хлорный, сульфанол НП-3 и др.). В качестве прототипа здесь
используется более ранее изобретение (А. с. №803522, СССР), в котором
предложен антигидратный реагент, содержащий метанол, ПАВ и минерали-
зованную воду при следующем соотношении компонентов: метанол — 70 —
80 мас,%, минерализованная вода — 20 —30 мае.%, ПАВ — 0,5 —0,1 мае.%.
При использовании нового состава, по мнению авторов изобретения (А. с.
№ 1275088), снижается расход метанола и уменьшается вероятность солеот-
ложения. Многоцелевые ингибиторы нашли практическое применение на
Оренбургском ГКМ для вовлечения в эксплуатацию обводнившихся сква-
жин. Промышленные испытания, проведенные на скважинах УКПГ-8
Оренбургского промысла, показали работоспособность подобных много-
целевых реагентов.
Таким образом, имеется целый ряд позитивных моментов, делающих
весьма привлекательным использование как ингибитора гидратообразова-
ния именно концентрированного метанола и его водных растворов, а в
некоторых случаях и составов на его основе, особенно в сложных аркти-
ческих условиях газовых и газоконденсатных месторождений севера Тю-
менской области, Красноярского края и п-ова Ямал.
Однако у ингибиторов на основе метанола имеется ряд весьма серьез-
ных недостатков, наличие которых и приводит к необходимости поста-
новки вопроса о возможности и целесообразности его замены. Отметим
основные недостатки метанола, к которым прежде всего относятся:
• очень высокая токсичность (как при действии паров, так и при по-
падании на кожные покровы и внутрь организма), а также высокая пожа-
роопасность;
• возможность выпадения солей при смешивании с сильно минерали-
зованной пластовой водой и, как следствие, солеотложения в промысловых
коммуникациях, особенно опасно это явление в стволах скважин;
• эффект ускоренного роста кристаллогидратов в присутствии разбав-
ленных водных растворов метанола недостаточной концентрации для пре-
дупреждения гидратов, т.е. метанол, являясь ингибитором в термодинами-
ческом смысле, одновременно и эффективный катализатор гидратообра-
зования (!), — в свое время впервые обратил внимание на это интересное
свойство метанола А. А. Краснов, проведя соответствующие кинетические
исследования еще в начале 70-х годов (он экспериментально обнаружил
четкий максимум скорости образования тазовых гидратов в зависимости
от концентрации метанола в растворе, который как раз свидетельствует о
том, что метанол... — катализатор процесса гидратообразования); к сожа-
лению,’до настоящего времени так и не выяснен механизм каталитической
активности метанола и ряда некоторых других низкомолекулярных
(органических) реагентов на процесс гидратообразования;
• наконец, как бы обратной стороной уникальной антигидратной ак-
тивности метанола в водном растворе (эта особенность метанола обуслов-
лена низкой молекулярной массой) является высокая упругость его паров
(нормальная температура кипения составляет всего - 65 °C) и, как следст-
вие, его очень высокая растворимость в сжатом природном газе.
Высокая токсичность метанола и его пожароопасность обусловливают
необходимость строгого соблюдения требований техники безопасности.
Эти вопросы в методическом плане достаточно хорошо проработаны с
использованием накопленного опыта применения метанола в промысловых
условиях. Соблюдение требований техники безопасности практически сво-
дит к минимуму возможность отравлений метанолом подготовленного тех-
нического персонала, хотя определенная степень риска всегда остается.
Что касается высокой растворимости метанола в газовой фазе, то та-
кая его физико-химическая особенность, безусловно, приводит к повы-
шенным удельным нормам расхода. Детальный анализ особенностей рас-
пределения метанола по фазам при различных термобарических условиях
позволил осознать и частично устранить главный недостаток метанола, свя-
занный с его высокой летучестью (при этом эффективно использован нели-
нейный характер его растворимости в газовой фазе как функции давле-
ния). Сейчас имеется ряд разработанных при непосредственном участии ав-
торов данной монографии технологических приемов и способов (защи-
щенных патентами России), позволяющих обратить этот недостаток в до-
стоинство, сокращая тем самым расход ингибитора, иногда — в несколько
раз. Здесь мы имеем в виду оригинальные разработки ВНИИГаза, Уренгой-
газпрома и Французского института нефти (ФИНа) — новых технологичес-
ких процессов промысловой обработки природного газа, в которых реали-
зуется рециркуляция летучего ингибитора гидратов — метанола и вто-
ричное его использование: в благоприятных случаях не только резко сокра-
щается расход ингибитора, но и полностью отпадает необходимость в
регенерации отработанных растворов метанола методом ректификации.
Наличие эффекта ускоренного роста гидратов в разбавленных водных
растворах метанола, а также не всегда равномерное его распределение в
газожидкостном потоке (по сечению аппарата и/или трубопроводов) и не
вполне равновесное распределение метанола по фазам (газовой, газокон-
денсатной и водной) на практике приводит к необходимости создания не-
которого запаса по концентрации метанола в отработанном водном рас-
творе, что, разумеется, повышает надежность системы ингибирования, но
увеличивает при этом эксплуатационные затраты.
В настоящее время в отечественной промысловой практике на север-
ных месторождениях используется исключительно метанол. Он использует-
ся на всех основных газовых и газоконденсатных месторождениях Край-
него Севера, на Оренбургском и Астраханском ГКМ применительно к ин-
гибированию систем добычи внутрипромыслового сбора продукции газо-
вых и газоконденсатных скважин. За последние 10—15 лет накоплен
большой и вполне позитивный опыт применения этого ингибитора. Были
разработаны новые энерго- и ресурсосберегающие технологические про-
цессы подготовки природного газа к дальнейшему транспорту, позволяю-
щие существенно сократить расход метанола и повысившие как надеж-
ность газопромысловых систем, так и их экологическую чистоту.
205
Однако у .метанола, как и у остальных известных термодинамических
ингибиторов, остаются и самые серьезные недостатки, связанные прежде
всего с высокими эксплуатационными затратами по их применению, недо-
статочной проработанностью технологий утилизации отработанных рас-
творов низких концентраций (и, что весьма неблагоприятно, — высокой
стоимостью принципиально известных решений), ядовитостью и пожаро-
опасностью.
Перечисленные обстоятельства и позволяют сформулировать основные
требования к альтернативным, в том числе и к новым ингибиторам, кото-
рые смогли бы конкурировать "на равных" с ингибитором-монополистом,
каковым является и долго еще будет являться метанол.
Выразим эти требования в четком виде.
1. Высокая надежность процесса предупреждения гидратообразования
в промысловых условиях и возможности его автоматизации.
2. Малая токсичность (а в идеале вообще — полная неядовитость) реа-
гентов.
3. Сочетаемость с традиционными термодинамическими ингибиторами
(с целью либо усилить эффективность применения нового ингибитора, ли-
бо в случае необходимости, в том числе — и экстренной, перейти на тра-
диционный ингибитор).
4. Заметно меньший удельный расход ингибитора и существенно
меньшие эксплуатационные затраты (на стадии проектных проработок и
технико-экономических обоснований оцениваемые затраты должны быть
как минимум в три-четыре раза меньше, поскольку при практической реа-
лизации процесса всегда появляются разнообразные "неучтенные факто-
ры", увеличивающие затраты как минимум в два раза).
5. Отсутствие необходимости регенерации отработанного ингибитора
(или же технологичность систем регенерации в случае их экономической
целесообразности).
6. Возможность закачки в пласт (либо реализации иных способов ути-
лизации) отработанных растворов низких концентраций, с учетом биораз-
лагаемости промстоков.
Разумеется, строгое выполнение всех шести пунктов при поиске но-
вых составов ингибиторов и разработке технологий их применения пред-
ставляется чересчур жестким и следует исходить из возможности хотя бы
частичной реализации этих требований.
5.2. КИНЕТИЧЕСКИЕ ИНГИБИТОРЫ
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В последние 5 — 7 лет зарубежные специалисты попытались заново, деталь-
но и более глубоко, чем ранее, проанализировать проблему сокращения
эксплуатационных затрат на предупреждение гидратов с целью нахождения
альтернативы метанолу. В итоге получен ряд в какой-то мере обнадежива-
ющих результатов. В процессе интенсивных поисков были найдены прин-
ципиально новые и на первый взгляд вполне экономически1 рентабельные
антигидратные реагенты — так называемые кинетические ингибиторы гид-
ратообразования, т.е. реагенты при концентрациях в водной фазе пример-
но 0,25 — 0,5 мае.% (и не более 1,0 мае.%), предупреждающие образование
гидратов от нескольких часов до суток и более при "вторжении" в гид-
206
ратную область фазовой диаграммы на 7 —8 °C (и даже на 10— 12 °C !), что
оказывается вполне достаточным для успешного ингибирования промысло-
вых систем сбора газа, поскольку время в пути сырого газа по внутрипро-
мысловым трубопроводам обычно не превышает 10 —20 мин.
В качестве кинетических ингибиторов первоначально были предложе-
ны (Бритиш Петролеум, 1991 г.) некоторые алканполигликозиды (по анало-
гии с химическими соединениями, которые "используют" антарктические
рыбы как кинетические антифризы с целью предотвращения замерзания
подкожных слоев при плавании в прибрежных водах при температуре
до —2 °C). Лабораторные испытания показали, что кинетический эффект
(т.е. индукционный период перед началом гидратообразования) действи-
тельно имеет место. Однако этот класс соединений оказался недостаточно
эффективен с точки зрения предупреждения гидратообразования из-за ма-
лости величины ДУ (на основании результатов промысловых испытаний
на шлейфах месторождения Уэст-Соул в британском секторе Северного
моря — данные испытаний, насколько нам известно, детально не публико-
вались; имеется лишь небольшая заметка (82]). Для финансирования работ
по поисковым исследованиям и промысловым испытаниям новых кинети-
ческих ингибиторов гидратов был организован консорциум из ряда извес-
тных фирм, заинтересованных в практическом использовании получаемых
результатов. Вскоре при дальнейших лабораторных исследованиях были
обнаружены уже достаточно эффективные водорастворимые полимерные
соединения (например, поливинилпирролидон — PVP). По имеющимся све-
дениям, дальнейшие исследования привели к обнаружению еще более эф-
фективных антигидратных водорастворимых полимеров (сополимеров по-
ливинилпирролидона и капролактама — патенты 1993—1995 гт. Колорад-
ской горной школы Голден, штат Колорадо, США). Наиболее известный и
удачный полимер из этой серии имеет фирменное название VC-713 (этот
водорастворимый полимер давно используется в косметической промыш-
ленности США и Западной Европы). Сейчас проводятся испытания подоб-
ных, существенно более эффективных антигидратных реагентов.
В лаборатории известного специалиста по газовым гидратам проф.
Денди Слоана (Колорадская горная школа, г. Голден, Колорадо, США) был
проведен скрининг примерно 3000 реагентов. Все эти 3000 веществ были
исследованы на антигидратную активность, и именно такой последователь-
ный скрининг позволил выявить перспективный класс водорастворимых
полимеров специфической структуры (на базе винилпирролидона и др.).
Примечателен тот факт, что помимо простого перебора реагентов коло-
радские химики пытались выйти на интересующие классы веществ, ис-
пользуя и некоторые теоретические соображения, однако теоретически
подобранные реагенты оказались малоэффективными.
Таким образом, в последние годы за рубежом обнаружены уникаль-
ные водорастворимые полимерные композиции, которые в достаточно ма-
лых концентрациях (0,5—1,0 мае.%) резко замедляют процесс кристаллиза-
ции газовых гидратов на достаточно продолжительное время (иногда — на
десятки часов), и тем самым они являются в подлинном, т.е. в кинетичес-
ком, смысле ингибиторами образования газовых гидратов. Открытие дан-
ного класса веществ следует, по-видимому, оценивать как наиболее серьез-
ное достижение в области физикохимии гидратов 90-х годов. Выяснение
механизмов влияния малых добавок веществ на кинетику и морфологию
кристаллизации позволит в дальнейшем более осознанно и целенаправлен-
207
но влиять на процесс гидратообразования. "Заход" в метастабильную об-
ласть фазовой диаграммы (т.е. в зону стабильности газовых гидратов) поз-
воляет ставить вопрос о возможности открытия новых структур газовых
гидратов и (или) получения необычных метастабильных форм гидратов,
например, можно пытаться получить для чистого метана гидраты кубичес-
кой структуры II (гидрат метана относится, как известно, к кубической
структуре I), определиться с существованием новых, так называемых
"аморфных" форм гидратов метана и других газов.
Следовательно, с чисто научной и познавательной точки зрения
экспериментальное исследование кинетики образования газовых гидратов
в присутствии добавок водорастворимых полимеров представляется чрез-
вычайно интересным и физико-химически содержательным и, по-
видимому, позволит в самые ближайшие годы выявить новые грани этого
процесса.
Отметим потенциальные преимущества использования кинетических
ингибиторов гидратообразования (типа VC-713), на которые собственно и
рассчитывают разработчики этих реагентов:
« как минимум в несколько раз сокращаются эксплуатационные за-
траты на предупреждение гидратов (по сравнению с метанолом расход но-
вых ингибиторов сокращается почти на два порядка при увеличении их
стоимости ориентировочно только на порядок);
• существенно более высокий уровень экологичности новой техноло-
гии (реагенты типа PVP совершенно безвредны для окружающей среды и
человека: в настоящее время они находят применение в парфюмерной и
косметической промышленности как добавки в кремы, зубные пасты и
пр. и, разумеется, имеются соответствующие сертификаты о полной безо-
пасности подобных реагентов как для окружающей среды, так и для чело-
века);
® отсутствует необходимость в регенерации отработанных растворов
(они могут закачиваться в поглощающие горизонты, по-видимому, без
каких-либо штрафных санкций со стороны природоохранных организа-
ций);
® без серьезных затрат принципиально возможно переоборудование
существующих систем распределения и ввода метанола для применения ки-
нетических ингибиторов;
• существенно сокращаются и затраты на транспорт и хранение ин-
гибиторов (из-за резкого уменьшения удельного расхода антигидратных
реагентов).
Казалось бы, здесь соблюдаются практически все шесть сформулиро-
ванных требований к новым ингибиторам гидратов. Поэтому цель нашего
дальнейшего обсуждения — по возможности оценить достигнутые успехи в
этом направлении и определить перспективы применения данного класса
ингибиторов для условий систем сбора и промысловой подготовки газа
России.
Выше речь шла о несомненном научном значении полученных новых
результатов по кинетике гидратообразования в присутствии полимерных
добавок и открывающихся при этом интересных перспективах. В настоя-
щее же время с сугубо практической точки зрения использование подоб-
ных "кинетических" ингибиторов для предупреждения гидратообразования
пока что ограничено следующими принципиальными моментами:
® недостаточно большой по температуре "заход" в газогидратную об-
208
ласть фазовой диаграммы — фактически на АТ примерно 7 —8 “С (и вряд
ли более 10 градусов), что ограничивает круг возможных промысловых си-
туаций, благоприятствующих применению подобных ингибиторов;
• требования по прокачке водного раствора ингибитора накладывают
ограничения на вязкость раствора, и поэтому концентрация кинетического
ингибитора в водном растворе обычно не должна превышать 2 % (иначе
резко возрастает вязкость исходного раствора), что приводит к вводу в
газопромысловую систему дополнительной воды, по объему сопоставимой
с количеством конденсационной воды;
• температура замерзания раствора ингибитора близка к О °C, это об-
стоятельство ограничивает (и/или создает дополнительные трудности) при-
менение подобных составов в северных регионах;
• принципиальное отсутствие антигидратных композиций типа водо-
растворимый полимер — метанол с заметным количеством метанола в
растворе, поскольку метанол, как известно, является катализатором гидра-
тообразования, следовательно, ввод дополнительного количества "термо-
динамического" ингибитора типа метанола в гидратообразующую систему
будет ослаблять и даже "убивать" эффект "кинетического" ингибитора, во
всяком случае, этот аспект требует дополнительного изучения;
• возникает вопрос о совместимости новых ингибиторов с "естест-
венными примесями" природного газа — с пластовой минерализованной
водой и нестабильным конденсатом (так как нежелательна возможность
образования пенных систем);
• должен быть обязательно обеспечен режим работы трубопровода с
постоянным выносом жидкой фазы (это приводит к определенным требо-
ваниям по профилю трубопровода и к рабочим скоростям газового пото-
ка, всегда превышающим 10 м/с);
• следует подчеркнуть недостаточную надежность самого подхода к
ингибированию кинетическими ингибиторами и, следовательно, необходи-
мость разработки автоматики процесса ингибирования повышенной чувст-
вительности, основанной на новой физической аппаратуре диагностики
газовых гидратов и позволяющей не только дозировать расход кинетичес-
кого ингибитора, но и своевременно предупреждать о начавшемся процес-
се гидратоотложения в промысловой системе с автоматическим переходом
на определенное время на традиционный ингибитор;
• применению кинетических ингибиторов способствует стабильный
термобарический режим работы газопромысловой системы, поэтому при
переходных процессах (например, при выходе на установившийся режим
при пуске системы) требуется использование традиционного ингибитора.
Таким образом, ингибиторная подсистема во всех случаях должна быть
двухреагентной.
Таким образом, на сегодняшний день имеется комплекс отрицатель-
ных моментов и слабо изученных вопросов по технологии возможного
применения кинетических ингибиторов. Поэтому прежде всего следует вы-
делить случаи, когда применение новых ингибиторов маловероятно или.
заведомо невозможно.
Из изложенного вытекают определенные соображения относительно
того, где применение кинетических ингибиторов представляется в настоя-
щее время неоправданным.
1. Это, разумеется, низкотемпературные процессы промысловой и за-
водской обработки природных и попутных нефтяных газов, поскольку
209
речь идет здесь о "заходе'' в газогидратную область на 30-50 градусов и
более. Обеспечить такую глубину вторжения в газогидратную область фа-
зовой диаграммы кинетический ингибитор не в состоянии даже на времена
порядка десятка секунд, не говоря уж о минутах и часах.
2. Также не оправдано использование подобных ингибиторов в шлей-
фах и коллекторах сырого газа северных месторождений (промысловые
системы внутрипромыслового сбора природного газа), что связывается с
переменным термодинамическим режимом работы промысловых трубо-
проводов из-за значительного влияния меняющейся во времени температу-
ры окружающей среды (воздуха). Хотя достигнутая величина захода в газо-
гидратную область ДТ, равная 7 — 8 °C, представляется в ряде случаев доста-
точной. Другой отрицательный аспект — невозможность использования
существующей системы метанолопроводов, обеспечивающей централизо-
ванное распределение ингибитора по точкам из здания УКПГ (либо из зда-
ния переключающей арматуры и т.п.) из-за низкой температуры окружа-
ющей среды (достигающей в зимнее время года — 50 ”С). Следовательно,
при попытке использования существующей системы метанолопроводов их
необходимо теплоизолировать и дооборудовать теплоспутниками, что рав-
нозначно созданию новой и весьма дорогостоящей "инфраструктуры" цен-
трализованного ингибирования.
3. Не оправдано применение кинетических ингибиторов и в системах
сбора газа сероводородсодержащих месторождений. Это объясняется тем,
что метанол, который применяется на месторождениях данного региона,
не только предупреждает гидратообразование, но и зачастую выполняет
важную функцию носителя (растворителя) ингибитора коррозии.
Где же можно рекомендовать к опытно-промышленным испытаниям
новые классы кинетических ингибиторов?
1. Это прежде всего морские промысловые трубопроводы: скважи-
ны — платформа, платформа — материнская платформа и материнская
платформа — берег оффшорных газовых месторождений. Здесь в трубо-
проводах обеспечивается более стабильный термодинамический режим,
причем температура газа обычно близка к температуре морской воды
(скажем, в летнее время 7 — 12 градусов, а в зимнее время — не ниже 5 — 6
градусов, разумеется, кроме шельфовых месторождений в полярных райо-
нах, где температура воды может быть и близкой к нулю градусов).
2. Другой пример, где использование данного класса ингибиторов воз-
можно по термодинамическим соображениям, — это промысловые кол-
лекторы северных месторождений УППГ — УКПГ, преимущественно под-
земной прокладки. Здесь реализуется "плюсовой" температурный режим
коллектора с температурой в конце коллектора, близкой к температуре
грунта (а величина ЛТ практически находится в требуемых пределах), тер-
мобарический режим коллектора достаточно стабилен во времени и перед
подачей в коллектор сырого газа из него удаляется (по крайней мере,
должна удаляться!) капельная влага. Ингибитор готовится и подается непо-
средственно на установке предварительной подготовки газа (УППГ), поэто-
му практически снимаются как опасность замораживания ингибиторопрО-
водов, так и проблема прокачки ингибитора. Все эти факторы благоприят-
ствуют применению полимерных водорастворимых композиций. Таким
образом, следует более внимательно оценить применимость полимерных
композиций на УППГ. Здесь еще нужно сделать замечание относительно
необходимости разработки новых, более оптимальных "архитектур'" для
210
систем промыслового сбора (см. гл. 2), особенно применительно к вновь
вводимым месторождениям Крайнего Севера и обязательно включающим
ряд УППГ. Цель оптимизации — значительно сократить длины шлейфов
кустов скважин. Подобная архитектура систем сбора не только приводит к
потенциальной возможности использования кинетических ингибиторов, но
и резко сокращает удельный расход традиционного ингибитора — метано-
ла. Таким образом, внедрение оптимальных архитектур систем сбора газа
северных месторождений в определенной мере может способствовать и
применению "кинетических" ингибиторов гидратообразования.
4. На наш взгляд, кинетические ингибиторы вполне могут подойти для
ингибирования стволов газовых скважин при их кратковременных газоди-
намических исследованиях, обычно сопровождающихся "заходом" в гидра-
тоопасную область термодинамических параметров на времена порядка
нескольких часов, причем "глубина" захода в область стабильных газовых
гидратов здесь не превышает 7 —8 °C. Отсутствует и проблема прокачки
ингибитора по метанолопроводам.
Таким образом, новые классы кинетических ингибиторов гидратооб-
разования требуют дальнейшего тщательного изучения и детального анали-
за возможностей их практического применения.
5.3. ИНГИБИТОРЫ ГИДРАТООТЛОЖЕНИЯ
На протяжении всей истории развития газовой промышленности исследо-
вателям не давала покоя мысль о возможностях замены термодинамичес-
ких ингибиторов на более дешевые и менее токсичные средства. Как от-
мечено в предыдущем параграфе, новые кинетические ингибиторы пока
что не дают полного решения проблемы.
В данном разделе рассмотрим антигидратные составы и способы их
применения, которые не столько предупреждают процесс гидратообразо-
вания, сколько препятствуют отложению гидратов в промысловых систе-
мах сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. Такие методы преду-
преждения гидратных отложений близки к многим методам борьбы с
соле- и парафиноотложениями.
Наиболее простая идея состоит в том, чтобы попытаться как-то
"заблокировать” водную фазу в газожидкостном потоке и тем самым резко
уменьшить (а возможно, и вовсе не допустить) рост газогидратных частиц
хотя бы на сравнительно короткое время — порядка десятков минут (а
лучше — несколько часов). Столь простая идея "будоражит" умы исследо-
вателей-газовиков с шестидесятых годов. В связи с этим кратко обсудим
попытки отечественных исследователей, которые, несмотря на некоторые,
в общем-то обнадеживающие результаты, так до сих пор и не привели к
эффективной технологии, конкурентоспособной с термодинамическими
ингибиторами гидратообразования.
Начнем обсуждение с методов, разрабатывавшихся в 60-е годы для
борьбы с гидратообразованием в стволах газовых и. газоконденсатных
скважин. Пионером таких работ здесь был, по-видимому, Т.А. Сайфеев,
предлагавший (в 1965 — 1966 гг.!) для предупреждения гидратов в стволах ма-
лодебитных газовых и газоконденсатных скважин использовать нефтяные
фракции. При промысловых испытаниях метода эксплуатационные сква-
жины проявляли стабильность в работе в течение некоторого времени
211
(порядка нескольких суток). Т.А. Сайфеев предполагал, что .механизм дей-
ствия состоит в создании асфальто-смолистыми соединениями временного
адсорбционного слоя на стенках скважины, что и предотвращает отложе-
ние гидратов. Аналогичную задачу позже поставили В.П. Коротаев,
А.Л. Козлов и В.С. Смирнов, но применительно не к эксплуатационным
скважинам, а к условиям газодинамических исследований разведочных га-
зовых скважин Крайнего Севера. Взамен метанола в качестве антигидрат-
ного реагента предлагалось использовать арктическое дизельное топливо
(т.е. подручное средство, имеющееся в геологической партии) для газоди-
намических исследований скважины. В.С. Смирнов приводит следующие
данные относительно промысловых испытаний метода [ПО]. В затрубное
пространство одной из разведочных скважин Уренгойского ГКМ (1967 г.)
было закачано 60 л дизельного топлива. Дальнейшие наблюдения за рабо-
той скважины при ее испытании позволили сделать вывод, что в стволе
скважины образовывались весьма мелкие кристаллы газогидратов, которые
выносились на поверхность на всех технологических режимах (в течение
6 ч). При этом никаких явных признаков (по характеру изменения дебита
и давления) гидратоотложений в стволе скважины не фиксировалось. Од-
нако дальнейшего развития в практике газодинамических исследований
разведочных и эксплуатационных скважин северных месторождений рас-
сматриваемый метод не получил.
Аналогичные предложения относительно ингибирования промысловых
газопроводов нефтью анализировались специалистами-нефтяниками на га-
зонефтяных месторождениях [111]. В.Н. Антипьев с соавторами (в 1975 —
1976 гг.) испытывали метод нагнетания нефти в шлейфы газовых скважин
(вскрывших газовую шапку на Федоровском газонефтяном месторожде-
нии). Шлейфы работали в гидратоопасной области термодинамических па-
раметров. Метод полностью обеспечил в зимнее время года безаварийную
работу шлейфов (выкидных линий — по терминологии нефтяников).
Оригинальность этой работы состояла в том, что авторы поставили
задачу об оптимальном количестве закачиваемой нефти в выкидную линию,
поскольку, как оказалось, небольшое количество нефти еще не предот-
вращает процесс гидратоотложения, а избыточное количество увеличивает
гидравлическое сопротивление трубопровода. Таким образом, поставлена
задача о норме расхода нефти как ингибитора гидратов. Задача решена
следующим образом. Сделано разумное предположение, что для успешной
реализации данного метода необходимо создание в водогазонефтяном по-
токе эмульсии обратного типа (типа "вода в масле"). В этом случае, с одной
стороны, будет затруднен процесс гидратообразования (капельки водной
фазы находятся в нефти), а с другой — если трубопровод достаточно про-
тяжен и капельки воды успеют все-таки "загидратиться", то они будут пе-
реноситься потоком нефти и не откладываться на стенке трубопровода.
Оценка необходимого количества нефти (т.е. норма расхода) может быть
сделана с использованием имеющихся экспериментальных данных по сов-
местному движению водогазонефтяных потоков в трубопроводах, в кото-
рых получены критериальные выражения по критическому значению об-
водненности нефти, приводящему к обращению фаз при заданном значе-
нии расходного газосодержания. Количество углеводородного ингибитора
(нефти) должно быть примерно в три-четыре раза больше, чем жидкой
водной фазы в конце трубопровода при дисперсно-кольцевом режиме те-
чения многофазной смеси (более точный ответ зависит от соотношения
212
фаз: вода — нефть — газ и режимов течения смеси). По-видимому, рассмат-
риваемый метод ингибирования неприменим при низких скоростях тече-
ния смеси (т.е. при расслоенном и волновом течении). Кроме того, "заход"
в термодинамическую область стабильности гидратов был невелик (точных
данных в згой публикации не приведено; по-видимому, ДТ не превышала
7 —8 °C). К сожалению, каких-либо лабораторных исследований подобного
рода (в режиме гидратообразования!), которые могли бы как-то прояснить
и дополнить ситуацию, в литературе мы не обнаружили. Но, анализируя
имеющиеся данные по механизмам отложения гидратов в нефтяных сква-
жинах, можно сделать вывод, что основные случаи гидратоотложений в
нефтяных скважинах связаны с пуском-остановкой, т.е. при стабильном
дебите скважины образующиеся гидраты выносятся нефтяным (точнее, га-
зонефтяным) потоком.
В связи с возможностью борьбы с гидратами с использованием угле-
водородных жидкостей следует отметить состав по А. с. № 1162467. В сос-
тав этого углеводородного ингибитора гидратообразования с целью сниже-
ния его стоимости при сохранении антигидратных свойств на высоком
уровне включена смесь углеводородов с числом атомов углерода С5 —С7,
Св —Си и С,5 —С20 при следующем их соотношении, об.%: С5 —С7 — 0,5 —
10; С,, — Са, — 20 — 45; Ся — С14 — остальное. Однако соображения, на ос-
новании которых предложен именно данный состав, остались не вполне
ясными.
Следующий шаг в направлении поиска подходящих составов, умень-
шающих скорость гидратообразования, — попытка стабилизировать
эмульсию типа вода — углеводородная жидкость, применяя добавки ве-
ществ типа ПАВ. Эта, на наш взгляд, плодотворная идея содержится уже в
пионерских работах ТА.Сайфеева применительно к газоконденсатным
скважинам [112].
Дальнейшее ее развитие применительно к шлейфам скважин прозву-
чало в изобретении А.М. Сиротина с сотрудниками (А. с. № 1417009). Здесь
предлагалась технологическая схема ингибирования шлейфов скважин се-
верных месторождений с использованием стабильного газоконденсата с
добавками конденсаторастворимых ПАВ и кратко описывались как узел
ввода ингибитора, так и узел отделения конденсата вместе с подвижной
газогидратной массой от газа. Далее предполагались стадия разложения гид-
ратов и возврат конденсата в цикл. Попыток внедрения этого изобретения,
насколько нам известно, не предпринималось. Однако имелись попытки
подобрать подходящие ПАВ с целью более эффективного применения дан-
ной технологии. В частности, В.И. Семин во ВНИИГазе экспериментально
изучал (1987—1989 гг.) особенности гидратообразования нефтяных газов в
присутствии некоторых ингибиторов парафиноотложения и обнаружил
положительный эффект на ингибиторе ПРО с ДТ = 5 °C и на ингибиторе
СНПХ-7Г-1 с ДТ ~ 4 °C. Надо сказать, он интерпретировал свои результа-
ты как "термодинамический сдвиг" условий гидратообразования. Мы же
интерпретируем его результаты как "кинетический" сдвиг, так как при за-
ходе в область стабильности гидратов последние визуально не наблюдались
и/или не мешали движению газожидкостной смеси. В.И. Семин также ис-
следовал некоторые растворимые в жидких углеводородах ПАВ как инги-
биторы гидратов, но яркого эффекта не получил и на этом прекратил
дальнейшие экспериментальные исследования. В 1986 г. Р.М. Мусаев с соав-
торами провели лабораторные исследования системы ДЭГ + ПАВ. В каче-
213
стве ПАВ использовались проксанол, сульфанол, ДС-РАС, катапин А, И-
25Д, комплексон НТф, желатин. Вначале измеряли поверхностное натяже-
ние ДЭГа с добавками ПАВ и установили, что наибольшее снижение по-
верхностного натяжения ДЭГа происходит при добавлении в него желати-
на, ДС-РАС и катапина. Вторая серия опытов была проведена с целью изу-
чения влияния ингибитора ПАВ + ДЭГ на адгезионные свойства газовых
гидратов. Методика экспериментов состояла в следующем.
Гидратная камера экспериментальной установки заполнялась раство-
ром ДЭГа с водой определенной концентрации как с добавками ПАВ, так
и без них. Затем при давлении -5 МПа и температуре 263 — 275 К происхо-
дил процесс гидратообразования и гидраты накапливались на поверхности
жидкости. Далее раствор медленно вытесняли с нижней стороны гидратной
камеры в атмосферу. При этом обеспечивался доступ газа в систему с це-
лью поддержания постоянного давления в гидратной камере для предот-
вращения разложения гидратов. При снижении уровня жидкости в гидрат-
ной камере накопившаяся на ее поверхности гидратная масса также дви-
жется вниз, контактируя при этом со стенкой камеры. По количеству ос-
тавшейся гидратной массы на поверхности камеры судили о влиянии тех
или иных ПАВ на адгезию гидратов к стенке камеры.
Как показали эксперименты, практически во всех случаях в присутст-
вии ПАВ степень прилипания гидратной массы к поверхности гидратной
камеры была существенно ниже, чем без ПАВ. В присутствии желатина
она была наименьшей по сравнению со всеми исследуемыми веществами.
Таким образом, установлено, что добавление к ДЭГу ПАВ в количестве
(1 — 2 %} резко изменяет адгезивные свойства образующегося в этой среде
газового гидрата.
Перейдем к обсуждению ингибиторов типа ПАВ, предложенных в по-
следние годы. Так, заявлен (А. с. № 1339235, СССР) состав, основным ком-
понентом которого является метил- и зтилсиликонаты натрия (их водные
или водоспиртовые растворы). Следовательно, предложено использовать
жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11 в качестве антигидратных ингибиторов. Про-
ведены лабораторные исследования, результаты которых показали, что
20 %-ный раствор ГКЖ-10 в воде снижает равновесную температуру гидра-
тообразования на 7 °C, тогда как водно-спиртовые растворы ГКЖ более
эффективно снижают температуру гидратообразования, чем ДЭГ. Предло-
женный антигидратный состав главным образом можно рекомендовать для
предупреждения гидратов при бурении скважины, поскольку ГКЖ сохра-
няет естественную проницаемость призабойной зоны.
В качестве антигидратного реагента предложено использовать побоч-
ный продукт производства диметилдиоксана при получении синтетического
каучука, например флотореагент Т-80 (А.с. № 1314019, СССР). Состав,
мас.%: триметилбутадион — 10 — 20; пирановые спирты — 10 — 20; полиме-
ры — 10 — 25; диметилдиоксан — 1—2; диоксановые спирты и эфиры —
остальное.
Отличительные особенности ингибитора — малая токсичность и хо-
рошая растворимость в воде. Кроме Т-80 можно использовать и другие
побочные продукты получения диметилдиоксана при производстве синте-
тического каучука, например оксали Т-66 или Т-81. Из общих термодина-
мических соображений следует, что флотореагент Т-80 малоэффективен
как ингибитор в термодинамическом смысле. Необходим дополнительный
анализ эффективности предложенного ингибитора по сравнению с тради-
214
ционными (метанолом, ДЭГом). Пока еще не проводился и анализ воз-
можности использования флотореагентов в смеси с метанолом или глико-
лями как комплексных составов ингибиторов. С другой стороны, не выяс-
нено и влияние флотореагентов на адгезионные свойства гидратов.
Здесь следует отметить опасность применения пенообразующих
ПАВ, которые могут (за счет резкого увеличения межфазной поверхности)
интенсифицировать процесс гидратообразования на порядок. Подобный
эффект резкого ускорения гидратообразования наблюдал, в частности,
А.Г. Бурмистров (1983—1984 гг.). Надо особо подчеркнуть, а Р.М. Мусаев
отмечает этот факт, что гидраты, образовавшиеся в условиях применения
добавок пенообразующих ПАБ, имеют рыхлую структуру и их адгезия к
твердой поверхности заметно уменьшается. Какой-либо законченной тех-
нологии применения подобных ПАВ и ПАВ в смеси с гликолями
Р.М. Мусаев не предложил. В последние годы аналогичную серию экспери-
ментов выполнили тюменские исследователи (ИПОС СО РАН). Они визу-
ально наблюдали морфологию гидратообразования фреона в присутствии
водорастворимых ПАВ типа сульфанола. Наблюдалось ускорение гидрато-
образования, пленочный механизм роста гидратной массы и заметное
уменьшение адгезии гидратов.
Следующий этап этого направления исследований — изучение добавок
ПАВ типа диспергаторов водной фазы (речь идет уже о непенообразующих
ПАВ и растворимых в каком-либо органическом носителе, который в свою
очередь малорастворим в воде). В идейном плане здесь полностью сохра-
няются те же соображения по созданию эмульсии типа вода в масле. Но-
вым моментом является только сама идея диспергирования, при этом под-
ход к проблеме предупреждения гидратов фактически становится анало-
гичным традиционному подходу борьбы с парафиноотложением. Реагенты-
диспергаторы в принципе позволяют осуществлять многофазный внутри-
промысловый транспорт продукции газоконденсатных и газонефтяных
скважин в режиме возможного образования газогидратов (так что если гид-
раты все-таки образуются, то они переносятся вместе с газожидкостным
потоком и не откладываются во внутрипромысловых трубопроводах, сле-
довательно, исключается опасность образования газогидратных пробок в
промысловых коммуникациях).
На эти классы антигидратных реагентов за рубежом в последние годы
получена целая серия патентов, а также проведены промысловые испыта-
ния, главным образом применительно к выкидным линиям скважин мор-
ских месторождений нефти и газа. В качестве диспергаторов, предназна-
ченных для предупреждения гидратоотложений (процесс гидратообразова-
ния в этом случае не предотвращается!), зарубежными специалистами
предложены некоторые ПАВ достаточно сложной химической структуры
(значительную активность в подборе и испытаниях подобных диспергато-
ров проявляет, начиная с 1989 г., Французский институт нефти). Успешно
проведены лабораторные и отчасти промысловые испытания ряда высо-
коэффективных диспергаторов, показавшие принципиальную возможность
многофазного транспорта продукции нефтяных и газоконденсатных сква-
жин.
Однако стоит обратить внимание на исключительно важный вопрос
относительно их возможного практического применения. Разумеется, сами
по себе подобные реагенты-диспергаторы и кинетика гидратообразования
в их присутствии представляют только научное значение. Практический
215
интерес имеет только полная технология их применения со всеми элемен-
тами "ноу-хау". Как совершенно ясно из изложенного, применение реаген-
тов диспергаторов требует создания и постоянного контроля определенных
режимов течения многофазной смеси. Кроме того, явно не описывается
технология разрушения эмульсий и возврата реагента в цикл. А этот тех-
нологический момент представляется весьма существенным. Режим течения
многофазной смеси должен быть достаточно стабильным. Таким образом,
потенциальное применение подобных классов ПАВов-диспергаторов пред-
полагает существенно более высокую культуру производства, чем имеется
на сегодняшний день в отечественной газовой отрасли. ПАВы-
диспергаторы не являются и экологически безвредными. В свете сформу-
лированных выше шести требований к новым ингибиторам еще раз отме-
тим, что надежность данной технологии, разумеется, заведомо ниже, чем
при использовании термодинамических ингибиторов. Вопросы экологично-
сти пока что совершенно неясны. А сочетаемость с традиционными инги-
биторами требует специальных лабораторных исследований (хотя, по-
видимому, здесь не следует ожидать явно отрицательных результатов).
Таким образом, технология предупреждения гидратоотложения в сис-
темах промыслового сбора с использованием растворимых в жидких угле-
водородах ПАВ, несмотря на более чем тридцатилетнюю историю, еще не
доведена до реального практического применения. Имеющиеся предложе-
ния по ингибиторам-диспергаторам, на наш взгляд, весьма перспективны,
однако существенных технических деталей по реализации таких техноло-
гий в литературе не приводится, и, следовательно, для оценки реальных
возможностей их внедрения в промысловую практику требуются дополни-
тельные исследования.
5.4. АНАЛИЗ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ
ПО УСЛОВИЯМ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В ПРИСУТСТВИИ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ИНГИБИТОРОВ
В настоящее время основным ингибитором гидратообразования примени-
тельно к северным месторождениям остается метанол. Поэтому для прак-
тики значительный интерес представляют экспериментальные данные по
трехфазным равновесиям: природный газ — водный раствор метанола —
гидрат. Анализ имеющейся в литературе информации показывает ее неко-
торую противоречивость, особенно для высоких концентраций метанола в
BMP. Это привело к необходимости проведения дополнительных экспери-
ментов и их сопоставления с наиболее надежными данными зарубежных
авторов.
Результаты экспериментального исследования
условий гидратообразования газовых смесей
метан — этан - пропан в присутствии
водных растворов метанола высокой концентрации
При разработке оптимальных технологических схем ингибирования мета-
нолом установок промысловой подготовки газа необходимо достаточно
точно определять минимально допустимую концентрацию отработанного
216
раствора ингибитора в защищаемом от гидратов аппарате. Анализ имею-
щихся экспериментальных данных по условиям гидратообразования газов
и их смесей в водно-метанольных растворах был выполнен в работах [31,
ИЗ, 114].
Несмотря на большой объем накопленной информации (особенно
следует отметить тщательно выполненные в 80-е годы исследования Энга и
Робинсона), до последнего времени фактически не были получены экспе-
риментальные данные по условиям гидратообразования в высококонцент-
рированных растворах метанола (выше 50 мае.%) для газовых смесей, мо-
делирующих природные газы газоконденсатных месторождений. В связи с
этим Петербургской сельхозакадемией и ВНИИГазом предпринято экспе-
риментальное исследование условий гидратообразования [115] для тройных
газовых смесей метан — этан — пропан следующего состава, об.%:
Номер Метан Этан Пропан
смеси
1 90 7 3
1 90 5 5
3 95 - 5
Смеси Ns 1 и 2 моделируют природный га.з Уренгойского ГКМ
(валанжинская залежь), а смесь № 3 служит эталоном (для сравнения с из-
вестными экспериментальными данными). Концентрация метанола в вод-
ном растворе составляла, мае.%: 0, 50, 60, 70, давление в системе менялось
в пределах 0 — 14 МПа, а температура 240 — 300 К. Такой диапазон термо-
барических условий и концентраций метанола как раз и реализуется в со-
временных установках промысловой обработки газа газоконденсатных
месторождений.
В работе использовали газы марки ОСЧ. Проведенный лабораторный
хроматографический анализ (по ГОСТ 23781 —87) подтвердил сертификат-
ное содержание целевых компонентов в газах — 99,9 об.%. Содержание
примесей — следы и составляло менее 0,1 об.%. Метанольные растворы
готовили весовым методом. Исходные реагенты — водный бидистиллят и
метиловый спирт марки ЧДА. Точность взятия навески (10 г) составляла
10"3 г.
Газовые смеси приготавливались с использованием системы, изобра-
женной на рис. 5.4. Она состояла из трех баллонов с индивидуальными
217
компонентами (СН4, С2Н6, С,Н8), соединенных через регулировочные вен-
тили 1, 2, 3 в общую гребенку, к которой через вентиль 4 подключали пус-
той баллон 5 для получаемой смеси. Система содержала также два образ-
цовых манометра 6, 7 класса точности 0,5 и систему вакуумирования 8
(насос ВН-461М). Порядок приготовления смесей был следующим. При от-
крытых вентилях 1, 2, 3, 4 и запорном вентиле баллона 5 (запорные венти-
ли баллонов для СН4, С2Н6, С3На — перекрыты) осуществляли вакуумиро-
вание системы до давления 0,1 торр. После этого проводили последова-
тельное наполнение баллона 5 пропаном, этаном и метаном. Для исключе-
ния ошибок, вызванных тепловыми эффектами при перекачке газов, сис-
тему в ходе напуска каждого компонента термостатировали при комнат-
ной температуре в течение 1 ч. После заполнения баллонов 5 их выдержи-
вали в течение 5 сут для достижения полного диффузного перемешивания
компонентов. В ходе перемешивания и по его окончании пробы получен-
ной газовой смеси отбирали на хроматографический анализ. Согласно ре-
зультатам хроматографического анализа с большой степенью точности
можно считать, что получены смеси следующего состава, об.%: 89,94
(СН4) : 4,97 (С2Н6) : 5,19 (С3На) и 90,20 (СН4) : 6,95 (С2Н6) : 2,85 (С3На). Анало-
гичным способом приготовлена и тарирована калибровочная бинарная
смесь СН4: С3На (95,03 : 4,97 об.%).
Изучение гидратообразования проводили на установке (рис. 5.5).
Реактор-кристаллизатор 6 изготовлен из нержавеющей стали объемом
80 см3 вместе с присоединенным к нему образцовым манометром 4. Ис-
пользовали в зависимости от области измеряемых давлений манометры
класса точности 0,5. Реактор снабжен мешалкой 7 с магнитным приводом
3, обеспечивавшим энергичное перемешивание системы. Система напуска 2
позволяет откачивать реактор до давления 0,1 торр с помощью насоса ВН-
461М, заполнять газом реактор и сбрасывать давление на любом этапе
работы. Система термостатирования дает возможность поддерживать лю-
бую выбранную температуру в диапазоне (— 30) — (+ 30) °C с точностью
= 0,1 °C. Термостат представляет собой теплоизолированную емкость 5
объемом 30 л, заполненную водно-глицериновой смесью и охлаждаемую
холодильной машиной 8 (ФАК-1). Необходимая температура поддерживает-
ся при помощи электронного блока 1 от ультратермостата И-7 (Германия).
Изучение гидратообразования сводилось к двум основным этапам —
накоплению гидратной фазы и ее последующему разложению и, таким об-
разом, нахождению равновесных условий разложения гидратов. Первый
этап — получение газового гидрата осуществляли по методике, аналогич-
ной описанной в [116]. В реактор вносили порцию водно-метанольного
раствора заданной концентрации и охлаждали его жидким азотом для
уменьшения летучести воды и метанола. Затем систему вакуумировали до
остаточного давления 0,1 торр, размораживали, термостатировали до за-
данной температуры и заполняли до требуемого давления газовой смесью.
Температура термостатирования и давление газовой смеси выбирались за-
ведомо обеспечивающими образование гидратной фазы. В этих условиях
при непрерывном перемешивании раствора проводили наработку исследу-
емого гидрата в количестве, достаточном для дальнейшей работы. Время
наработки гидрата в опытах с чистой водой составляло 24 — 48 ч. В случае
использования водно-метанольных растворов при концентрации метилово-
го спирта, превышающей 50 мас.%, это время резко возрастало и для 70 %
раствора составляло (в зависимости от давления) 10 — 20 сут. Столь дли-
218
4
Рис. 5.5. Схема установки для изучения равновесных условий гидра-
тообразования
тельное накопление гидрата весьма затрудняло выполнение намеченного
цикла исследований. В связи с этим параллельно с традиционной методи-
кой [116] определения равновесных условий был разработан [115] термо-
графический способ нахождения точки равновесия системы гидрат —
раствор —газ. Применение этого метода вследствие его очень большой чув-
ствительности позволило на порядок уменьшить требуемое количество
гидратной фазы, а следовательно, сократить время ее наработки до 1 —
3 сут.
Оба примененных способа являются изохорическими и основаны на
регистрации параметров, определяющих состояние системы при ее нагреве
в замкнутом объеме. В первом случае таким параметром является давление
над гидратом (точнее, величина Др/ДГ), во втором — температурная харак-
219
Рис. 5.6. Зависимость &.р/&Т — /(7] для
смеси № 2 (концентрация метанола —
50 мае.%, давление в системе 9,7 МПа)
теристика гидратной фазы (дифференциальный термический анализ —
АТА).
На рис. 5.6 представлена типичная кривая &р/Д.Т = 7(7) по первому
способу. Максимум на этой кривой соответствует равновесным условиям
гидратообразования.
Во втором способе для наработки гидрата и снятия его характеристик
использовали модификацию реактора, представленную на рис. 5.7. В реак-
ционную емкость 1 вставляли фторопластовый стакан 2 с толщиной боко-
вой стенки 4 мм и днища 25 мм. Объем исследуемого раствора сокращался
при этом с 30 до 2 см3. В реактор вводили две хромелькопелевые термопа-
ры 3 и 4. Спай одной из термопар располагали в массиве фторопластовой
стенки, а второй спай — непосредственно в объеме реакционной жидкос-
ти (воды либо водно-метанольного раствора). Схема измерения, представ-
ленная на рис. 5.7, позволила снимать с термопар два назначения термо-
ЭДС (потенциометр ЛКДС — 02, поз. 12): Et, характеризующее темпера-
туру стенки фторопластового стакана, и Е2, равное разности ЭДС этих
термопар и характеризующее разность температур исследуемой жидкости
и стенки стакана, в котором эта жидкость находится. Холодные спаи тер-
мопар 5, 6, 7, 8 в ходе всех экспериментов термостатировались при 0 °C в
сосуде Дьюара со льдом.
Таким образом, изменяя температуру системы, вели запись Е2 = TfE))
или ДТ = FjfT), где Т — температура стенки сосуда, а ДТ — разность тем-
ператур стенки и раствора.
В ходе экспериментов, накопив необходимое количество гидратной
фазы и установив заданное давление газовой смеси в реакторе, отключали
охлаждение термостата 7 (см. рис. 5.5). Термостат и находящийся в нем
реактор при этом медленно нагревались. Скорость нагрева регулировалась
нагревательным элементом 9 (см. рис. 5.7), подключенным к сети перемен-
ного тока через ЛАТР 10. Изменяя величину напряжения, подаваемого в
ходе нагрева на элемент 9, добивались равномерного роста температуры
термостата во времени (ДТ/Дт - const). В ходе нагрева при помощи венти-
ля тонкой регулировки избыток давления, возникающий вследствие тепло-
вого расширения газа, периодически сбрасывали, приводя значение давле-
ния к заданному. При таком нагреве и при отсутствии фазовых или хими-
ческих превращений в исследуемом растворе значение ДТ будет опреде-
ляться лишь скоростью нагрева системы (инерционность системы прини-
мается постоянной), т.е. температура раствора в таком случае будет на по-
стоянную величину ниже температуры стенки стакана. Если же в ходе на-
220
Рис. 5.7. Модификация реактора установки для термографических
исследований в гидратообразующей системе
грева в растворе (в нашем случае содержащем частицы газового гидрата)
происходят какие-либо процессы, сопровождающиеся эндо- и экзоэффек-
тами, величина ДТ в области температур, при которых эти превращения
Происходят, будет меняться. При этом на кривой ДТ = ТДГ) (кривая диф-
ференциального термического анализа — ДТА) проявляются особенности
(пики либо перегибы), характеризующие эти процессы.
На рис. 5.8 — 5.11 представлены типичные кривые ДТА для разложения
гидратов из газовых смесей. Сравнение кривых ДТА для калибровочного
состава газа № 3 с данными Энга и Робинсона (см. [114]) показывает, что
221
Рис. 5.8. Термограмма разложения га-
зового гидрата смеси № 2 (для дистил-
лированной воды, давление в системе
4 МПа)
Рис. 5.9. Термограмма разложения газо-
вого гидрата смеси № 2 (для 50 мас.%
раствора метанола, давление 10 МПа)
Рис. 5.10. Термограмма разложения
газового гидрата смеси № 3 (для
20 мас.% раствора метанола, давление
3,14 МПа)
________1________1_______<________।______
240 245 250 255 260 Т, К
Рис. 5.11. Термограмма разложения га-
зового гидрата смеси № 3 (для 50 мас.%
раствора, давление 4 МПа)
равновесная температура гидратообразования при заданных давлениях на
кривых ДТА соответствует максимуму экзотермического пика, непосредст-
венно предшествующего большому пику эндотермического разложения гид-
ратов. Поэтому температура, отвечающая экзотермическому пику, и ин-
терпретировалась авторами [115] как искомая температура начала разло-
жения газового гидрата. Однако физическая природа обнаруженного экзо-
термического процесса (эффекта предплавления) остается не вполне ясной
и требует тщательного дополнительного изучения. Как наглядно видно из
рис. 5.8, на термограммах достаточно четко фиксируется еще один эндо-
термический процесс, предшествующий основному процессу разложения
гидрата структуры II. Этот пик нами интерпретируется как процесс раз-
ложения метастабильного гидрата, который образует наряду с основным
количеством гидрата структуры II в стадии наработки гидратной фазы.
К какой структуре относится метастабильная гидратная фаза не впол-
не ясно, но можно предположить два варианта: либо метастабильный гид-
рат структуры I, либо метастабильный гидрат структуры II с незаполнен-
ными Малыми полостями. Проведенные В.А. Истоминым детальные расчет-
ные оценки показывают, что при фиксированном давлении (в диапазоне
4 — 10 МПа) разность температур разложения гидрата структуры II и мета-
стабильного гидрата структуры I составляет примерно 5 — 6 °C, тогда как
соответствующая разность между температурами разложения гидратов
структуры II с заполненными и незаполненными малыми полостями со-
222
ставляет уже 8 — 12 °C (в зависимости от состава газовой фазы). Последние
величины примерно и соответствуют данным, полученным эксперимен-
тально. Таким образом, расчеты свидетельствуют, скорее, о реализации
второй возможности (т.е. образование некоторого количества гидратов
структуры II с недозаполненными малыми полостями). Вместе с тем тре-
буются еще дополнительные исследования данного, весьма интересного во-
проса. Пока что методом ДТА установлена возможность образования мета-
стабильных газогидратных структур.
В табл. 5.1 представлены данные по условиям разложения гидрата для
смеси газов № 1. Аналогичная информация (табл. 5.2) получена также и для
смеси газов № 2, но в последнем случае процесс гидратообразования ос-
ложняется частичной конденсацией пропана.
Сопоставление расчетных (по программе, разработанной В.А. Исто-
миным и В.Г. Квоном) и экспериментальных данных представлено в табл.
5.3 и 5.4 (для равновесия VLH в отсутствие метанола).
По данным табл. 5.3 и 5.4, за исключением точек при температуре
выше 20 °C, совпадение расчета с экспериментом вполне удовлетворитель-
ное (различие не превышает 10—15 % по давлению, что вполне прием-
лемо).
Таблица 5. t
Условия гидратообразования
трехкомпонентной газовой смеси,
об.%: 90,20—СН4, б,95-С2Н6 и 2,85-С3Н8
в присутствии водно-метанольного раствора
Таблица 5.2
Условия гидратообразования
трехкомпонентной газовой смеси,
об.%: 89,94- СН4, 4,97 - С2Нб и 5,19 - С3Н8
в присутствии водно-метанольного раствора
Давле- ние, МПа Температура гидратообра- зования, К, для концентрации Н3ОН в BMP, мас.%
0 50 60 70
12,7 — 264,5 255,5 244
12 296,3 263,2 254,0 243
10 291,3 260,6 252,3 —
4 286,3 256,1 248,7 —
2 280,7 251,2 246,2 —
1 276,3 247,5 — —
1 Давле- ние, МПа Температура гидратообра- зования, К, для концентрации СН3ОН в BMP, мас.%
0 50 60 70
12,7 — 264,0 256,0 243.5
12 297,50 262,5 254,0 241,9
10 293,05 260,45 251.4 —
4 287,0 257,0 247.6 —
2 281,6 252,5 244,35 —
1 277,6 249,6 — —
Таблица 5.4
Таблица 5.3
Сравнение расчетных и экспериментальных
условий гидратообразования
для состава газа № 1
(равновесие: газ - вода - гидраты)
Сравнение расчетных и экспериментальных
условий гидратообразования
для состава газа № 2
(равновесие: газ - вода - гидраты)
Темпера- тура. К Равновесное давление, МПа
КС-1 (гипоте- тическое) КС-П Экспе- римент
276,3 2,56 1,14 1
280,7 4,39 2,05 2
286,3 8,94 4,35 4
- 291,3 15,78 8,75 10
296,3 23,98 16,45 12
Темпера- тура, К Равновесное давление, МПа
КС-1 (гипоте- тическое) КС-П Экспе- римент । ' ' 1
277,6 3,22 1,04 1 1
281,6 5,05 1,70 .2
287,0 9,43 3,31 4
293,05 17,02 7,10 10
297,5 23,49 12,39 12
223
Эмпирические зависимости для определения
антигидратной активности метанола
Ниже приведены полученные нами простые аналитические зависимости для
величины ДТ (т.е. разности между температурами разложения гидрата в
отсутствие и при наличии метанола), пригодные как для низких, так и для
высоких концентраций метанола (до 80 мае.%) применительно к природ-
ным газам газовых и газоконденсатных месторождений, например, для
Уренгойского ГКМ (сеноманская и валанжинская залежи). При этом ис-
пользованы как приведенные ранее экспериментальные данные, так и дан-
ные Энга и Робинсона.
Система метан —BMP — гидрат [КС-1]. Экспериментальные данные
зарубежных авторов (рис. 5.12), пересчитанные на величину ДТ, представ-
лены в табл. 5.5. Анализируя значения ДТ, можно отметить следующие мо-
менты. Для чистого метана зависимость ДТ от давления почти не просле-
живается до концентраций метанола 50 мае.%. В то же время для высоко-
концентрированных растворов метанола с ростом давления газа растет и
величина ДТ, особенно этот эффект становится заметным при давлении
свыше 10 МПа и концентрации метанола более 65 мае.%. Важно также
подчеркнуть, что представленные в табл. 5.5 данные несколько менее оп-
тимистичны, чем ранее опубликованные. Следует отметить, что более ран-
ние экспериментальные данные в основном из статей Энга и Робинсона
(за период 1985—1986 гг.) были использованы в аналитических зависимос-
тях и графиках в инструкции ВНИИГаза по расчетам оптимальных расхо-
дов ингибиторов [113]. Таким образом, в связи с появлением уточненных
экспериментальных данных, имеющиеся эмпирические зависимости [ИЗ]
нуждаются в некоторой корректировке, которая и выполнена ниже.
В качестве аналитической зависимости для снижения температуры на-
чала гидратообразования использована теоретически обоснованная зависи-
мость вида
Рис. 5.12. Кривые гидратообразования в системе метан —BMP для различных кон-
центраций метанола (мас.%):
1.-3% (Ихавери и Робинсон. 1965); 2 — 10% (Энг и Робинсон, 1985); 3 — 20% (Энг и Ро-
бинсон, 1985); 4 — 35% (Энг и Робинсон, 1986); 5 — 50 % (Энг и Робинсон, 1986); 6 — 50 %
(Энг и Робинсон, 1987); 7-65% (Энг и Робинсон, 1987); 8 - 73,7 % (Энг и Робинсон, 1987);
9 - 85 % (Энг и Робинсон, 1987)
224
Таблица 5.5
Величина ДГ для системы метан ~ BMP - гидрат метана структуры 1,
пересчитанная из экспериментальных данных Энга и Робинсона
1985-1986 гг. с уточнениями 1987 г.
Концентрация метанола в BMP, мас.% Величина ДТ. "С, при давлениях
4 МПа 7.5 МПа 12 МПа
10 4.5 4,5 5
20 10 10,5 11
35 21,5 21,5 22
50 32 31,5 32
65 46,5 47,5 48
73.7 59.5 60,5 63
85 — 91 95
Примечания. 1. Для концентрации 50 мае. % Эн ги Робин-
сон получили две эквидистантные кривые, различающиеся между
собой примерно на 3 "С. Здесь использованы их уточненные дан-
ные (1987 г.), содержащие менее оптимистическую оценку для
величины ДГ. 2. Точность пересчета ДГ из экспериментальных
кривых оценивается в ±0.5 ’С.
АТ = —А1п[(100 - Х)/(100 -0.4378Х)], (5.1)
где X — концентрация метанола в водном растворе, мае. %; А — эмпири-
ческий подгоночный коэффициент.
В итоге проведенного численного анализа для метана и для газов сено-
манских залежей месторождений Западной Сибири, т.е. для природных
газов, образующих гидраты кубической структуры I, рекомендуется следу-
ющая зависимость для эмпирического коэффициента А:
А = 81 - 0,22Х + 0,005Х(р - 7,5). (5.2)
Формула (5.2) "работает” вплоть до концентрации метанола, равной 85
мас.%. Ранее в [113] получено значение А = 77, тогда как Нильсон и Бак-
лин (1983 г.) рекомендовали А = 72. Сопоставим эти величины с зависимо-
стью (5.2). При X ~ 20 мас.% и давлениях р ~ 7,5 МПа по формуле (5.2) по-
лучим А~ 77, что совпадает с рекомендуемым [ИЗ] значением величины А.
Однако при концентрациях метанола выше 50 мас.% величина А уменьша-
ется до значения менее 70, что уже является существенным и отражается
на ДГ (согласно формулам (5.1) и (5.2) величина ДГ при этом уменьшается
примерно на 10 %).
Целесообразно сопоставить зависимость (5.2) с другими зависимостя-
ми, приведенными в литературе. Самая первая формула для величины ДГ
предложена еще Гаммершмидтом:
Рекомендуемое нами значение константы К в формуле Гаммершмидта
К = 1307, тогда как в литературе величины К для метанола варьируются
обычно в пределах 1200— 1400 (сам Гаммершмидт первоначально предложил
значение К = 1295).
А.Г. Алиев с соавторами [117] предложили свои зависимости:
ДГ = — при X < 15 мас.%; ДГ = ——- при X > 15 мас.%. (5.4)
50 1,87
8 — 830
225
Таблица 5.6
Сравнение антигидратной активности метанола для метана при р = 7,5 МПа
Концент- рация метанола в BMP, мае.% Величина Д Т. К
Формула (5.3) (Гам мер шмидт) с уточнениями Формула (5.4) (А.Г. Алиев) Формула (5.5), инст- рукция {113] Формулы (5.1)* и (5.2) (уточненная зависимость)
10 4.45 2,00 4,46 4,77
20 10,21 6,95 10,04 10,07
30 17,50 12,30 16,70 16,06
40 27,23 17,65 24,56 22,98
50 40.84 23,00 33,50 31,23
60 61,27 28,34 43,56 41.46
70 95,30 33,69 54,74 54,97
80 163,38 39,04 67,04 74,70
Для полноты изложения приведем также рекомендованную ранее нами
[ИЗ] упрощенную зависимость
ДТ = 0,39Х + 0.0056Х*. (5.4)
Сопоставление этих зависимостей при р — 7,5 МПа дано в табл. 5.6.
Из анализа данных табл. 5.6 следует, что формула А.Г. Алиева с соав-
торами не может быть рекомендована вообще; формула Гаммершмидта
применима при концентрациях метанола в BMP не более 30 мае.%, а фор-
мула (5.5) из инструкции [ИЗ] применима при X < 70 мае.% (в соответст-
вии с указанными там границами применимости).
Система валанжинский газ — BMP — гидрат (КС-П)
Из общих физико-химических соображений следует, что при переходе от
метана к природному газу газоконденсатных месторождений величина ДТ
должна измениться, поскольку меняются как структура гидрата (КС-I за-
меняется на КС-П), так и термодинамические свойства газовой фазы.
В качестве исходной информации для нахождения величин ДТ приме-
нительно к газам газоконденсатных месторождений использовались экспе-
риментальные данные [115] и данные Энга и Робинсона за 1984 и 1987 гг.
(рис. 5.13 — 5.15). Все эти экспериментальные данные пересчитаны на вели-
чину ДТ.
Аналогично тому, как была получена аналитическая зависимость анти-
гидратной активности метанола для метана (формулы (5.1) — (5.2)), получена
зависимость ДТ и для природных газов валанжинской залежи:
ДТ = — А1п[(100—Х)/(100 —0.4378Х)];
А = 81 - О.ЗЗХ + 0,01Х(р - 7,5). (5.6)
Зависимость (5.6) рекомендуется нами применительно к газам газокон-
денсатных месторождений Севера России при X < 80 мае.% и р < 13 МПа.
Таким образом, в настоящем параграфе проанализирована антигид-
ратная активность концентрированных'растворов метанола для природных
газов различного состава. Предложены уточненные аналитические зависи-
мости для величины ДТ как для газов сеноманской, так и валанжинской
залежей. Полученные зависимости рекомендуется использовать в целях
226
Рис. 5.13. Кривые гидратообразования
в присутствии BMP для многокомпо-
нентного газа А, по данным Энга и
Робинсона (1987 г.).
Цифры у кривых — мас.% метанола в BMP
Рис. 5.14. Кривые гидратообразования
в присутствии BMP для многокомпо-
нентного состава газа Б, по данным
Энга и Робинсона (1987 г.).
Цифры у кривых — мас.% метанола в BMP
Рис. 5.15. Кривые образования
гидратов в системе 91,12 мол. %
СН4 + 8,88 мол.% С3На - BMP:
1 — 0 мас.% (расчет); 2—35 мас.%
(Энг и Робинсон, 1984); 3 — 50 мас.%
(Энг и Робинсон, 1984)
уточнения норм расхода метанола в шлейфах систем сбора газа и на низ-
котемпературных установках типа НТС. Существенное отличие предлагае-
мых зависимостей от ранее известных имеет место для высоких концент-
раций отработанного метанола (выше 50 — 60 мас.%).
В дальнейшем, на наш взгляд, целесообразно провести дополнитель-
ные исследования антигидратной активности метанола для газовой смеси
следующего примерного состава: С2Н6 — 5 мол.%, С3Н8 — 1,5 — 2 мол.%,
изо-С4Н10 — 0,5—1 мол.%, СН4 — остальное. Данный состав (четырех-
компонентная смесь) более полно моделирует газ валанжинской залежи
Уренгойского ГКМ (по гидратообразующим компонентам).
Эмпирические зависимости для расчета
антигидратной активности гликолей
Экспериментальные данные по условиям гидратообразования в присутст-
вии ингибиторов на базе гликолей представлены на рис. 5.16 — 5.21. При
227
263 268 273 278 283 288 Т,К
Рис. 5.16. Кривые образования гид-
ратов метана в присутствии эти-
ленгликоля (ЭГ), по данным Энга и
Робинсона
Рис. 5.17. Трехфазное равновесие в
системе пропан — водный раствор эти-
ленгликоля—гидрат, по данным Энга с
соавторами (1982 г.), Верма (1974 г.),
Каца с соавторами (1939 г.).
Рис. 5.18. Кривые образования гидра-
тов природного газа при равновесии с
водным раствором ДЭГа (данные Ко-
баяши с соавторами).
Состав газа (об.%): С, - 94,97: С, - 2,95:
С3 - 0,81: /-С, - 0,20; п-С, - 0,36; С, -
0,18; С„ -0,1; СО2 - 0,42
Рис. 5.19. Кривые температу-
ры гидратообразования природно-
го газа в растворах антигидрат-
ных ингибиторов при различных
давлениях, МПа (для этиленгли-
коля) [119]:
1 - 1 МПа; 2 - 2; 3 - 3; 4 - 4; 5 -
5 МПа
АТ, К
Рис. 5.20. Зависимость снижения темпе-
ратуры гидратообразования от суммар-
ной мольной доли ингибиторов X в
водном растворе:
1 — аппроксимация экспериментальных дан-
ных: 2—4 — аппроксимация зависимости для
солей в качестве ингибиторов (2 — NaCl,
3 — СаС12, 4 — А1С13); 5 — однокомпонентные
ингибиторы-неэлектролиты (.метанол, ДЭГ,
ЭГ); 6 — смешанные ингибиторы типа элект-
ролит-неэлектролит; 7 — эксперименты
М.Ю. Захарова
Рис. 5.21. Кривые температуры гидра-
тообразования природного газа в рас-
творах антигидратных ингибиторов
при различных давлениях, МПа (для
этиленгликоля) [119]:
1 - 1 МПа; 2 - 2; 3 - 3: 4 - 4;
5 — 5 МПа
этом информация на рис. 5.16 — 5.18 рассматривается нами как достаточно
надежная, а на рис. 5.19 — 5.21 — как несколько менее точная.
Обсудим экспериментальные данные, представленные на рис. 5.16 —
5.21. Так, Э.Б. Маленко (1979 г.) исследовал условия гидратообразования
этилена и природного газа Мангышлакского месторождения при Т =
= 287,15 Кв присутствии различных ингибиторов неэлектролитов, в част-
ности гликолей. Его результаты применительно к гидратообразованию эти-
лена представлены в табл. 5.7. Из данных табл. 5.7 видно, что при пре-
доставлении информации об антигидратной активности гликолей как
функции их мольной концентрации соответствующие кривые для разных
гликолей практически сливаются друг с другом (при низких концентра-
циях). Однако можно сделать вывод, что для заданной мольной концентра-
ции гликоля коэффициент активности воды в водном растворе гликоля при
переходе от ЭГа к ТЭГу несколько понижается, тогда как соответствую-
щие коэффициенты активности воды для ДЭГа и ТЭГа довольно близки
между собой.
Что касается антигидратной активности гликолей при высоких кон-
центрациях гликоля (выше 50 мае.%), то в литературе имеются только от-
рывочные сведения. Так, Полдерман отметил, что для 50 мае.% ДЭГа вели-
чина снижения температуры гидратообразования А Г составляет не менее
17,8 ’С, что весьма оптимистично и несколько противоречит известным
результатам Р. Кобаяши (см. рис. 5.18).
229
Таблица 5.7
Таблица 5.8
Условия гидратообразования этилена
в водных растворах гликолей
Концент- рация инги- битора. мол.% Равновесное давление, МПа, гид- ратообразования этилена при 5 “С
ЭГ ДЭГ тэг
0 0,87 0,87 0,87
1 0,95 0,96 1.0
2 2,07 1,08 1,14
3 1,20 1,22 1,31
А 1,32 1,3? 1,50
5 1,47 1,52 1,74
6 1,63 1,74 1,98
8 2,04 2,31 2,68
10 2.6 3,34 3,16
12 3.35 4.39 4,20
14 4,15 — —
Снижение температуры
гидратообразования в системе
СаС12 + ЭГ
Состав ингибитора Концент- рация ин- гибитора, мас.% АТ, “С
СаС1, 20 13
СаС1, + ЭГ 20 + 5 19
СаСГ, + ЭГ 20 + 20 28
Имеются также эксперименты Бонди и Рассела по ингибированию ги-
дратообразования сероводорода с использованием концентрированных
растворов ЭГа и ДЭГа (для ЭГа при 48,5 мас.% величина ДГ составляет
20,6 °C, а для ДЭГа при 47,5; 71,2 и 85,5 мас.% величина ДГ составляет —
12; 22,8; 28,9 °C соответственно).
Интересен вопрос относительно ингибирующего действия смешанных
ингибиторов типа гликоль + минерализованная вода. Имеющиеся к насто-
ящему моменту отрывочные данные [118, 119] свидетельствуют, скорее, о
неаддитивном их характере. Приведем данные (табл. 5.8) для системы хло-
рид кальция — ЭГ [118].
Анализ информации, представленной на рис. 5.16 — 5.21, свидетельству-
ет о том, что снижение температуры гидратообразования ДТ (при фикси-
рованных давлениях природного газа) для определенного ингибитора зави-
сит практически только от его концентрации в водном растворе. В то же
время прослеживается только очень слабая зависимость от давления и со-
става газа. Соответствующие кривые для различных концентраций ингиби-
тора практически эквидистантны. Изложенное выше дает эксперименталь-
ное обеспечение поиску простых эмпирических зависимостей для величи-
ну снижения температуры гидратообразования ДГ.
Применительно к гликолям величина константы К в уравнении Гам-
мершмидта вида
где М — молекулярная масса ингибитора (гликоля), варьируется по опуб-
ликованным данным разных авторов в очень широких пределах (1200 —
2500). В связи с этим нами выполнен экспертный анализ с использованием
как всех имеющихся данных, так и общетермодинамических соображений.
Результаты этого анализа даны в табл. 5.9, где наглядно видно, что значе-
ние К колеблется в пределах 1200—1450 (и, таким образом, приводимые
часто в отечественной литературе значения константы Гаммершмидта,
большие 1500, явно ошибочны).
Согласно [ИЗ] зависимость типа Гаммершмидта целесообразно пред-
ставить в более корректной и обобщенной форме следующим образом:
230
Таблица 5.9
Рекомендуемые значения констант в уравнении Гаммершмидта
Ингибиторы Константы уравнения Экспериментальное значе- ние ДГдля 30 мас.%
к М ингибитора. °C
Метанол Этанол Пропанол ЭГ ДЭГ ЭТ-1 Аммиак П ри меча ванию при ко При более выс реднеиа нами / условиям npON большого каче величина К дм сону — уменьп 1307 1300 1300 1500 1450 1450 1230-1380 ни е. Формула нцентрациях на оких концентра ИД диапазона да (ысловой обра( ственного прот окна, по данны> 1аться. 32 46 58 62 106.1 142 17 Гаммершмидч сыщенного и циях ее точн влений 5 — 10 5отки газа. < иворечия: пр Маленко, вс 17,5 10,5 4,5 (при 25 мас.%) 8.25 (при 42,5 мас.%) 4,6 (расчет) 32 (при 30 мас.%) 5.2 (при 6 мас.%) га рекомендуется к использо- чгибитора не более 40 мас.%. ость падает. Константа К ус- МПа. что отвечает обычным Отметим также наличие не- и переходе от ЭГа к ДЭГу зрастать, по Кацу и Робин-
ДГ = — Aolna,
где а — активность воды в водном растворе ингибитора; Ао — эмпиричес-
кая константа. Анализ экспериментальных данных показывает, что по-
следнюю формулу допустимо представить в упрощенном виде:
АГ = _А1П_
{X/ М + (100- X)/18)
где А — эмпирический параметр (довольно близкий по величине к Ао, но
отличающийся на 10—15 %); X — мас.% ингибитора в водном растворе;
М — молекулярная масса ингибитора.
Упрощенный вид зависимости по (5.7) отвечает как бы идеальному
раствору ингибитора (однако неидеальность водного раствора ингибитора
учитывается эффективно посредством отличия численных значений пара-
метра А от До).
Основное достоинство аналитических зависимостей (5.6), (5.7) для ДГ
по сравнению с формулой Гаммершмидта состоит в возможности экстра-
поляции (5.6), (5.7) на область высоких концентраций ингибитора (выше 50
мас.%). Экспертным анализом нами получены следующие значения кон-
станты А в формуле (5.7):
Ингибитор А
ЭГ 85-89
ДЭГ 75
ТЭГ 75
ЭТ-1 80
Аммиак 80—85
Предложенную зависимость (5.7) с приведенными значениями параме-
тра А рекомендуется использовать в практике расчетов расхода ингибито-
ров гидратообразования при концентрациях отработанного раствора инги-
битора вплоть до 70 — 75 мас.%. Следует отметить целесообразность про-
ведения в дальнейшем повторных экспериментальных исследований анти-
гидратной эффективности ДЭГа (для концентраций выше 50 мас.%).
231
Глава 6
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ
ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ
В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ ГАЗА
Необходимость предупреждения и ликвидации гидратообразования в сис-
темах сбора и промысловой подготовки газа северных месторождений
приводит к дополнительным эксплуатационным затратам. Снижение этих
затрат может осуществляться по следующим основным направлениям:
• выбором наиболее подходящего ингибитора гидратообразования и
технологии его применения;
• совершенствованием методик расчета расхода ингибиторов гидрато-
образования, что позволяет более обоснованно анализировать и оптимизи-
ровать технологические схемы применения ингибиторов гидратообразова-
ния;
• анализом и устранением причин значительного отклонения фактиче-
ского расхода ингибитора от расчетных показателей;
• разработкой методической основы, позволяющей нормировать и
долгосрочно прогнозировать технологические потребности газодобываю-
щего предприятия в ингибиторах гидратообразования;
® практической реализацией более надежных методов автоматического
регулирования расхода ингибиторов гидратообразования. :
6 1 .МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НОРМИРОВАНИЯ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАСХОДА ИНГИБИТОРОВ
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Прежде всего остановимся на методике расчета ингибиторов гидратообра-
зования, основанной на соотношениях материального баланса и учитыва-
ющей основные особенности нормирования антигидратных реагентов.
В последние годы методика расчета расхода ингибиторов гидратообра-
зования была значительно усовершенствована [10, 31, 87, 105, 106, ИЗ,
120-124]:
« использованы корректные соотношения материального баланса; по-
стоянно уточняются данные по содержанию воды и летучих ингибиторов в
газовой фазе и нестабильном конденсате;
• учитываются особенности физико-химического поведения летучих
ингибиторов и предусматривается возможность расчета их расхода в ситу-
ациях, когда расход не может быть правильно определен по точке в тех-
нологической цепочке с наиболее низкой температурой;
• разрабатываются программы расчета гибкой структуры, позволяю-
щие оперативно скомпоновать требуемую расчетную схему для выбранной
технологии распределения ингибитора в технологических процессах сбора
232
и промысловой подготовки газа (включая и рециркуляционные технологии
распределения летучих ингибиторов гидратообразования).
Однако соответствующие уточнения и особенности применения инги-
биторов еще не нашли должного отражения в монографиях, учебных и
методических пособиях и, как следствие, не всегда в полной мере учиты-
ваются при проектировании обустройства новых месторождений и рекон-
струкциях действующих систем добычи газа. До сих пор продолжается ис-
пользование не вполне корректных соотношений материального баланса (в
том числе и для случая индивидуального ингибитора), иногда применяются
даже качественно неверные зависимости по растворимости воды и метано-
ла в сжатом газе (особенно содержащем неуглеводородные компоненты),
неточно задаются термодинамические условия гидратообразования и влия-
ния ингибиторов на эти условия и т.д.
Поэтому, на наш взгляд, представляется целесообразным кратко обсу-
дить результаты и перспективы дальнейшего развития методической осно-
вы расчетов расхода ингибиторов и особенностей их нормирования на га-
зопромысловом предприятии.
Соотношения материального баланса для расхода летучего и раство-
римого в конденсате индивидуального ингибитора гидратообразования
приведены и проанализированы в (31, 105, 106, 120]. Более общие соотно-
шения для смешанного ингибитора, включающего летучий и нелетучий
компоненты, впервые предложены в [31, 120].
Выберем в технологической схеме сбора или промысловой подготовки
газа две точки: первая (индекс—1) — место ввода ингибитора, вторая
(индекс —2) — место, где требуется предотвратить образование гидратов
("защищаемая" точка).
Для вывода системы уравнений, описывающих расход смешанного ин-
гибитора гидратообразования в точке 1 и обеспечивающих безгидратный
режим в точке 2, используются три условия материального баланса по во-
де, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице
массы (или объема) газа. При этом учитываются возможность поступления
на рассматриваемый технологический участок 1—2 вместе с природным
газом и ингибитора гидратообразования с предыдущего участка (как в
жидкой, так и в газовой фазе), а также растворимость ингибитора в газе и
нестабильном углеводородном конденсате (предполагается неограниченная
растворимость ингибитора в воде). Следовательно, рассматривается, по
существу, наиболее общий случай, имеющий место в отечественной газо-
промысловой практике. Некоторые возможные обобщения и расширения
методики отмечены ниже.
Примем следующие обозначения:
• G — расход подаваемого в точку 1 ингибитора, кг/1000 м3;
• G1'1 — количество поступающей с предыдущего технологического
участка в точку 1 неуглеводородной жидкой фазы (водного раствора инги-
битора), кг/1000 м3;
• G121 — количество поступающей в точку 2 неуглеводородной (водной)
фазы, кг/1000 м3;
• — аналогичные величины для жидкой углеводородной фазы
(конденсата), кг/1000 м3;
• X], х2 — концентрации летучего и нелетучего компонентов в водном
растворе подаваемого в точку 1 смешанного ингибитора соответственно,
мас.%;
233
• xj'1. x^1. rf1. r-P1 — концентрации летучего (нижний индекс—1) и неле-
тучсго (нижний индекс- 2) компонентов, поступающих в точку 1 в ВОДНОМ
растворе (х) и конденсате г соответственно, мае.%;
• х,'2), х!,21, г/21, г2121 - то же для точки 2;
« И/'1, W*21 — влагосодержание газа в точках 1 и 2 соответственно,
кг/1000 м3;
• Oj.11, О!-21 — содержание летучего компонента ингибитора в газе
(ингибиторосодержание) в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3.
Из принятых обозначений видно, что верхние индексы у величин
относятся к точкам технологической цепочки, тогда как нижние — к ком-
понентам смешанного ингибитора. Не исключается случай, когда
xf", xl,'1, г;111, г)'1 равны нулю. Тогда величина G1'1 характеризует количество
пластовой (или конденсационной) воды, поступающей в точку 1.
Требуется выразить величины С и G121 через все остальные. Это может
быть достигнуто посредством использования соотношений материального
баланса.
Для использования условий материального баланса необходимо сделать
допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой
фазы. При установившемся термогидродинамическом режиме выполнения
такого условия всегда можно добиться соответствующим выбором то-
чек в технологической схеме. Если режим неустановившийся, то возмож-
ны "самопроизвольные" источники и стоки. Например, в пусковой период
водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с
повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется перио-
дический режим, когда накопившаяся между точками 1 и 2 жидкая
фаза время от времени выносится из системы (это характерно для
систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения). В не-
которых случаях при практически установившемся гидродинамическом
режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в
таких ситуациях при использовании приводимых ниже соотношений для
расхода ингибитора требуется дополнительный анализ. Здесь необходимо
вводить усреднение по времени и соответствующие поправочные коэф-
фициенты. Кроме того, ниже пренебрегается растворимостью воды в кон-
денсате и конденсата в воде, а также природного газа в водной фазе инги-
битора (эти факторы обычно несущественны и при необходимости могут
быть легко учтены). И наконец, делается традиционное (обычно явно не
формулируемое) допущение: удельный баланс массы по воде и ингибито-
ру относится к 1000 м3 газа, приведенного к стандартно-нормальным ус-
ловиям (т.е. при Г = 293,15 К и р = 101,3 кПа), тогда как более стро-
го относить баланс ингибитора на единицу массы сухого отсепариро-
ванного газа. Следовательно, обычно не учитываются небольшие объ-
емные изменения из-за выпадения углеводородного конденсата. Ниже
отмечено, как объемная поправка может быть при необходимости уч-
тена.
Подробный вывод соотношений материального баланса дан в работах
[31, 120[, здесь же мы приведем только окончательные выражения для рас-
хода смешанного ингибитора гидратообразования G и соответственно ко-
личества отработанного ингибитора G121:
234
Формулы (6.1) фактически отвечают наиболее общему случаю, кото-
рый может иметь место в газопромысловой практике. Например, их сле-
дует использовать для смешанного ингибитора типа "метанол + ДЭГ".
Здесь важно подчеркнуть, что в качестве нелетучего компонента смешанно-
го ингибитора может фигурировать и смесь нелетучих веществ (лишь бы
эти вещества при переходе от точки 1 к точке 2 не испытывали химичес-
ких превращений, тогда они фактически выступают как "единый" нелету-
чий компонент). Таким образом, эту методику необходимо использовать
не только при расчете расхода смешанных ингибиторов, включающих ле-
тучий и нелетучие компоненты (например, метанол + гликоли), но и при
выносе из скважины пластовой минерализованной воды (и использовании
в качестве ингибитора водного раствора метанола). К сожалению, в про-
мысловой практике это пока что не делается, и все предлагаемые в литера-
туре для этих случаев методики расчета расхода ингибиторов, строго гово-
ря, неточны, хотя в отдельных частных ситуациях возникающая погреш-
ность относительно невелика.
Основная отличительная особенность расчета расхода смешанного ин-
гибитора гидратообразования состоит в том, что при использовании фор-
мул (6.1) надо задать в защищаемой от гидратов точке одновременно две
концентрации компонентов отработанного ингибитора хр1 и хр1 в водной
фазе. Условие предотвращения гидратов в точке 2, разумеется, дает только
одну функциональную связь между хр1 и хр1
ДГ = Дхр, х'2')., (6.2)
поскольку одна и та же величина снижения температуры гидратообразова-
ния ДГ может быть достигнута при разных составах отработанного инги-
битора (т.е. разном соотношении летучего и нелетучего компонентов инги-
битора). Следовательно, требуется дополнительная связь между хр’ и хр1,
которая также может быть получена из соотношений материального ба-
ланса:
хР1 _ G111*’11 + Gx, + g'4 - rpigjp + 100(0'4 -ОР>)
х'2> G^Gx2+«-rf>g<2>
(63)
Таким образом, методика расчета расхода смешанного ингибитора
гидратообразования заключается в совместном решении системы трех не-
линейных алгебраических уравнений (6.1) .— (6.3). В общем случае система
уравнений решается численно, для некоторых частных случаев возможны
графические методы. В результате решения такой системы алгебраических
уравнений определяются необходимый минимальный расход ингибитора
235
гидратообразования, количество водной фазы в защищаемой точке, кон-
центрации нелетучего и летучего компонентов в отработанном ингибиторе
и пр. Тем самым расчет расхода смешанного ингибитора гидратообразова-
ния существенно отличается от аналогичного расчета индивидуального ин-
гибитора: в последнем случае расчет расхода С осуществляется непосредст-
венно по аналитической формуле (см. ниже).
Расчет по уравнениям (6.1), (6.2), (6.3) может приводить и к отрица-
тельной величине расхода G. Это фактически означает, что поступающего
с предыдущего технологического участка в точку 1 ингибитора вполне до-
статочно для предупреждения гидратов в точке 2, например, за счет кон-
денсации летучего компонента ингибитора из газовой фазы при снижении
температуры. Поэтому (при расчетном значении G < 0) подачи в точку 1
свежей порции ингибитора не требуется.
Следует отметить, что если при переходе от точки 1 к точке 2 выпа-
дает достаточно много углеводородного конденсата, то целесообразно рас-
ходные соотношения относить к 1000 м3 газа в точке 2 (либо, что лучше, к
1000 м3 сухого отсепарированного газа при 293,15 К). Тогда величины G”1,
Ш*11, gj/1, строго говоря, относятся к большему, чем 1000 м3, объему газа,
и, следовательно, они должны быть скорректированы поправочным коэф-
фициентом (р + 1000J/1000, характеризующим изменение объема, т.е. не-
обходимо учесть объем р выпавшего конденсата, переведенного обратно в
идеально газовое состояние: Р = 22,4 273,15 (Щ21 _ / м, где Д4—средняя
293,15
молекулярная масса конденсата (г/моль). Это и есть упомянутая объемная
поправка (впервые такая поправка рассмотрена в [106, ИЗ]. Если же рас-
ходные соотношения относить к 1000 м3 сухого отсепарированного газа,
то соответствующие объемные поправки, вообще говоря, возникают как
в точке 1, так и в точке 2.
Совершенно аналогичным образом балансная методика может быть
развита и для расчета необходимого количества ингибитора при ингибиро-
вании потоков жидких углеводородов (нестабильного конденсата и ШФЛУ).
Здесь, однако, следует относить расход ингибитора к заданному количеству
жидкой углеводородной фазы и учитывать возможность выделения из угле-
водородной жидкости газовой фазы. Соответствующие аналитические со-
отношения, их теоретический анализ и особенности практического приме-
нения представлены в работе [123].
Из формулы (6.1) для величины G нетрудно вывести различные част-
ные случаи. Если на рассматриваемом участке конденсат не выпадает, тогда
исчезает второй член в формуле для G. Для нелетучего ингибитора:
x^xj'^x]21 = 0 и Qj.11 = О)21 = 0. Если до точки 1 ингибитор не подавал-
ся (или непосредственно перед точкой 1 жидкая водная фаза отделена от
газовой), то G(11 = 0.
Остановимся подробнее на наиболее важном частном случае, когда в
системе отсутствует нелетучий ингибитор, что соответствует х,= х}’1 = хр! =
= 0. Тогда формула (6.1) принимает следующий компактный вид (опускаем
индекс 1 внизу):
G(Dp2) _x(i)V Oil _W(2)Vl+rioo-.Y(2)Yp2) _0(1)УХ(2) _g(l)Y|
G = —---------—------------(6-4)
x - X1 1
где введены величины qj11, д|21, обозначающие содержание ингибитора в
236
нестабильном конденсате, кг/1000 м3. Формула (6.4), например, применима
при расчете расхода летучего и растворимого в конденсате ингибитора —
метанола, подаваемого в точку 1 при любой его исходной концентрации.
При условии G*'1 = 0 формула (6.4) в своем корректном виде впервые
предложена только в 1979 г. В.Д. Щугоревым и А.Г. Бурмистровым. Чуть
позже к аналогичному результату пришли A.N4. Гухман и С.И. Айзенберг.
Важно особо подчеркнуть, что формула (6.4), в частности, применима при
использовании в качестве ингибитора гидратообразования разбавленных
водных растворов ингибиторов, а не только 100 % ингибитора (ранее во
всех учебных пособиях и инструкциях по добыче газа приводилось некор-
ректное выражение, возникшее из-за ошибочной записи условий матери-
ального баланса).
Для практического использования формул (6.1) —(6.4) необходимо оп-
ределять входящие в них величины. С этой целью обычно делается ряд
приближений, основное из которых состоит в допущении квазиравновес-
ного распределения компонентов по фазам. Однако оценить точность это-
го приближения во многих случаях затруднительно. Из общих соображе-
ний следует, что, например, в шлейфах распределение по фазам сущест-
венно ближе к локально-равновесному, чем в установках комплексной под-
готовки газа. Анализ динамики распределения летучего ингибитора по фа-
зам при его впрыске через форсунку дан в разделе 6.2, что позволяет в
определенной степени судить о характерных временах установления ло-
кального термодинамического равновесия.
Принцип квазиравновесного распределения по фазам дает возмож-
ность использовать при расчетах имеющиеся результаты лабораторных
исследований (снижение температуры гидратообразования, растворимости
ингибиторов в конденсате и газовой фазе и т.п.). Отклонения от этого
принципа (а также неточности в определении физико-химических величин)
можно пытаться учитывать дополнительными эмпирическими поправками
в формулах типа (6.4), используя фактические промысловые данные. В оте-
чественной газопромысловой практике такие попытки имели место при-
менительно к Вуктыльскому ГКМ.
На практике при расчете расхода ингибитора гидратообразования за-
дают в той или иной форме запас на неучтенные факторы:
• отклонение от квазиравновесного распределения компонентов по
фазам;
• пульсирующий характер течения многофазных сред;
• неточность расчетного определения физико-химических параметров,
влияющих на расход ингибитора.
Обычно используют следующие формы запаса: запас по концентрации
отработанного ингибитора х (задают концентрации на 5—10 % выше ми-
нимально допустимой); запас по температуре (считают, что температура в
защищаемой точке на 1,5 — 2 градуса ниже фактической); запас пр расходу
(увеличивают расчетное значение G на 15 — 25 %). В зависимости от кон-
кретных условий целесообразно (или возможно) использовать ту или иную
форму запаса. В частности, запас по температуре нельзя использовать при
ингибировании второй ступени НТС летучими ингибиторами, так как в
этом случае имеет место интересный эффект, впервые отмеченный
А.Г. Бурмистровым: отсутствие гидратов в “защищаемой" точке 2 еще не
гарантирует их предупреждения во всей технологической цепочке между
точками 1 и 2. При ингибировании шлейфов в расчете ингибиторов при-
237
менительно к северным месторождениям целесообразно задавать запас по
температуре, а не по концентрации отработанного ингибитора. Это связа-
но с тем, что теоретические концентрации отработанного реагента малы и
добавка в 5—10% к ним может приводить к "нерегулярным" эффектам.
Форма запаса по расходу формально применима всегда, но здесь основная
методическая особенность состоит в том, что в различных ситуациях целе-
сообразно задавать разный процент запаса. Кроме того, в приведенные
зависимости при наличии большого конденсатного фактора необходимо
вводить упомянутые объемные поправки.
При задании запаса по расходу ингибитора после определения мини-
мально необходимого его расхода возникает необходимость по исходным
соотношениям материального баланса заново пересчитать все равновесные
характеристики газожидкостного потока в "защищаемой" точке. Подроб-
ное, методически исчерпывающее описание этого момента дано в работе
[124]. В практических расчетах чаще всего вводится коэффициент запаса
по расходу реагента, равный 1,15—1,25. Однако в некоторых случаях фак-
тические расходы ингибитора превышают расчетные в два-четыре раза.
Это связано со специфическими особенностями: выносом пластовой воды,
кинетическими закономерностями распределения ингибитора по фазам,
гидрогазодинамикой течения многофазных сред. При этом каждый подоб-
ный случай должен разбираться отдельно. Некоторые характерные приме-
ры таких ситуаций приведены ниже.
Разработанная методика балансного расчета расходов смешанных ин-
гибиторов продолжает совершенствоваться с целью учета следующих до-
полнительных факторов (В.А. Истомин, В.Г. Квон, 1992, 1993; В.А. Исто-
мин, В.А. Ставицкий, 1998):
• разных скоростей течения жидкой и газовой фаз (т.е. когда расход-
ное и истинное газосодержание различаются) — здесь возникают дополни-
тельные поправки в методику расчета, так как балансные соотношения
задаются по расходным характеристикам, а концентрации ингибитора в
отработанном растворе определяются с учетом истинных содержаний фаз
в многофазном газожидкостном потоке;
• движения жидкой и газовой фаз в противотоке (здесь вместо алгеб-
раических уравнений возникают иногда обыкновенные дифференциальные
уравнения) — такие случаи могут иметь место как при ингибировании ма-
лодебитных скважин, так и специальных технологических аппаратов типа
теплообменников-дефлегматоров (последние аппараты пока что не приме-
няются в отечественной газопереработке, но довольно широко распрост-
ранены за рубежом);
• расчетная схема расхода ингибитора гидратообразования должна
быть несколько модифицирована и при ингибировании осушенного (или
частично осушенного) газа, имеются в виду особенности ингибирования
низкотемпературных систем заводской обработки газа при его предвари-
тельной осушке в "голове" технологического процесса, а также ингибиро-
вание потоков осушенного газа на газораспределительных станциях;
• при подаче летучего ингибитора в специальные отпарочные аппара-
ты (десорберы-сепараторы, барботеры) с целью ингибирования "испа-
ренным” метанолом либо при использовании рециркуляционных схем его
применения;
• кинетики распределения ингибитора по фазам при его впрыске в га-
зожидкостный поток (последовательная схема расчета с отказом в некото-
238
рых случаях от принципа локального равновесия еще только начинает раз-
виваться).
Кратко обсудим основные физико-химические характеристики газо-
жидкостного потока, влияющие на расход ингибиторов гидратообразова-
ния, оставаясь в рамках приведенной методики расчета по соотношениям
типа (6.1) — (6.4).
Для практического использования схемы расчета расхода ингибиторов
гидратообразования требуется знание ряда параметров: условия гидратооб-
разования природного газа, влагосодержания и ингибиторосодержания
природного газа, количество выпадаемого углеводородного конденсата на
рассматриваемом участке; растворимость ингибитора в конденсате при
равновесии с водным раствором ингибитора, концентрации отработанного
ингибитора в ‘'защищаемой" точке и т.д. Мы не будем подробно здесь ос-
танавливаться на всех этих вопросах, так как они достаточно полно отра-
жены в соответствующей методической литературе (ряд вопросов рассмот-
рен в других главах монографии). Так, условия гидратообразования
(трехфазные и двухфазные равновесия) подробно рассмотрены в главе 4, а
влияние ингибиторов на условия образования гидратов в главе 5. Равновес-
ное содержание воды (W,] и летучего ингибитора в газовой (Ог) и жидкой
углеводородных фазах рекомендуется определять с использованием вели-
чин активностей компонентов водного раствора ингибитора, например, по
приближенным соотношениям следующего типа (погрешность подобных
приближенных формул оценивается нами в - 1—2 %):
Wr = aaW0, От = aMQ0,
где ав, ам — активности компонентов водного раствора ингибитора; W'o,
О0 — влагосодержание и метанолосодержание (ингибиторосодержание)
природного газа при равновесии с чистым компонентом (водой и ингиби-
тором соответственно).
Детально методики определения активности компонентов водных рас-
творов традиционных ингибиторов представлены в работах [31, 106, 113].
При расчете коэффициентов активности водных растворов рекомендуется
использовать уравнения Ван-Лаара, Вильсона, Цубоки —Катаямы, а также
современные версии моделей групповых вкладов и др. Обращаем внимание
на трудности в некоторых случаях корректного определения температур-
ных зависимостей коэффициентов активности. Методы расчета влагосо-
держания и метанолосодержания газов и газовых конденсатов представле-
ны в работах [124—126]. Активности воды и метанола в водных растворах
представлены на рис. 6.1 и 6.2, а содержание метанола в природном газе
газоконденсатных месторождений при равновесии с чистым метанолом на
рис. 6.3.
Теперь рассмотрим некоторые причины иногда очень значительного
несоответствия расчетных и фактических показателей расхода ингибито-
ров гидратообразования.
Ранее была рассмотрена схема расчета расхода смешанного ингибито-
ра гидратообразования, основанная на соотношениях материального ба-
ланса. Методика расчета основана на ряде допущений, которые, безуслов-
но, являются приближенными и не всегда выполняются с достаточной для
практических целей точностью. Под достаточной для практики точностью
мы принимаем различие расчетных и фактических показателей расхода
ингибитора в 15 — 20 %. Однако в некоторых случаях различие достигает
239
Рис. 6.1. Активность воды а, в водных
растворах метанола при различных
температурах
Рис. 6.2. Активность метанола а„ в
водных растворах метанола при раз-
личных температурах
200 — 300 %, что связано с существенным невыполнением некоторых допу-
щений. Подобные ситуации можно условно разделить на две группы: уст-
ранимые и неустранимые.
В первой группе имеет место неравномерное распределение ингибито-
ра в потоке газа и/или невыполнение требования термодинамического
равновесия фаз. Здесь за счет совершенствования технологии ввода инги-
битора и интенсификации массообменных процессов можно приблизить
расчетные и фактические нормы расхода реагентов. К этому же случаю
отнесем и совершенствование самой балансной методики расчета расхода
(например, посредством постепенного уточнения фазовых равновесий в
системе газ — углеводородный конденсат — водный раствор ингибиторов,
особенно для природных газов сложного состава).
Ко второй группе относятся случаи накопления и периодического вы-
носа жидкой фазы из системы, резкого изменения термодинамического
режима (например, при существенном влиянии температуры окружающей
среды на работу системы), значительного влияния расхода ингибитора на
гидравлику и др.
240
Рис. 6.3. Растворимость метанола
в природном газе
Для большей ясности приведем несколько характерных примеров.
Рассмотрим ситуацию, когда поток газа резко дросселируется и его термо-
динамические параметры попадают в зону гидратообразования (тогда как
до дросселя условия для гидратообразования не имеют места). Такая ситуа-
ция особенно часто реализуется в системах сбора на ПХГ. Если ингибитор
(например, метанол) вводится непосредственно перед дросселирующим уст-
ройством даже с использованием форсунок, то требуется значительный
перерасход ингибитора для обеспечения безгидратного течения газа сразу
за дросселем. Это связано с недостаточно равномерным распределением
ингибитора по фазам и возможностью перехода капелек воды
(конденсирующихся из газа) в гидратное состояние. Для приближения фак-
тического расхода к расчетному здесь можно предложить неск:лько тех-
нических решений (ввод ингибитора в аэрозольной форме, смещение точ-
ки ввода так, чтобы метанол успел до штуцера раствориться в газовой фа-
зе и пр.).
Интересная ситуация реализуется на северных месторождениях при
наземной прокладке нетеплоизолированных шлейфов от скважин, где на
устье скважин имеет место термобарический режим, близкий к граничным
условиям гидратообразования. Здесь после дросселирования газа на устье
поток газа попадает в гидратный режим и продолжает быстро охлаждаться
241
(например, в зимнее время на шлейфах Соленинских месторождений ПО j
Норильскгазпром температура газа принимает температуру окружающей :
среды уже на расстоянии 200-300 м от скважины). В последнем случае ме- ;
танол до момента появления гидратов не успевает не только "насытить"
газовую фазу, но и даже равномерно распределиться (раствориться) в вод-
ной фазе. Далее образовавшиеся гидраты в условиях низкой температуры 1
(это явление характерно при температурах ниже —30 °C) разлагаются до-
статочно медленно, хотя и контактируют с раствором метанола, в котором
концентрация метанола вполне достаточна для их разложения. Поэтому за
время движения по шлейфу гидраты (в виде водометанологидратной массы,
имеющей текучую консистенцию) не успевают разложиться и обнаружива-
ются во входных сепараторах пунктов первичной подготовки газа. Реали-
зуется ситуация, которую в несколько гиперболизированной форме можно ।
сформулировать следующим образом: сколько не закачивай метанола в i
скважину, а гидраты в шлейфе все равно образуются. Следовательно, в ,
рассматриваемом случае хотя иногда и затруднительно предупредить обра- i
зование гидратов в шлейфе, но вполне реально обеспечить расход метано-
ла, при котором образовавшиеся на начальном участке шлейфа гидраты <
легко переносятся газожидкостным потоком и не образуют гидратных от-
ложений.
Приведем еще характерный пример — трубчатый рекуперативный
теплообменник газ —газ установок типа НТС. Здесь может иметь место
как неравномерное охлаждение сырого газа в разных теплообменных
трубках, так и неравномерное поступление ингибитора в эти трубки. При- :
ведем ситуацию, которая, вероятно, реализовывалась на некоторых техно-
логических линиях УКПГ 1АВ Уренгойского ГКМ. Судя по термобаричес- (
ким режимам работы первого по ходу газа рекуперативного теплообмен- |
ника Т-1 (т.е. температуры и давления на входе и выходе из Т-1), он дол- I
жен работать практически в безгидратном режиме, но фактически требу-
ется небольшой расход метанола (100 — 150 г/1000 м3 газа). Этот факт мы ।
связываем с определенной неравномерностью охлаждения газа, и, хотя в
среднем теплообменник Т-1 оказывается в безгидратном режиме, отдель-
ные его трубки могут забиваться гидратами (если прекратить подачу мета-
нола). Что касается низкотемпературных теплообменников установок НТС,
то подача расчетного количества метанола, минимально необходимого для
предупреждения гидратообразования, также еще не гарантирует полностью
безгидратный режим его эксплуатации из-за неравномерного распределе- I
ния метанола в потоке газа, поступающего в трубное пространство тепло- j
обменника. Для уменьшения расхода метанола и приближения его к рас-
четной величине здесь могут оказаться целесообразными конструктивные !
изменения систем ввода ингибитора. Подобная же ситуация, но более ярко
выраженная, имеет место в аппаратах воздушного охлаждения сырого газа. !
Наконец, приведем интересный случай, когда ввод ингибитора влияет ;
на гидравлический режим течения. Это может иметь место в трубках ис-
парителей холодильных станций, работающих на объектах газовой про- i
мышленности. Установлено (А.Т. Борщ И др.), что- из-за несоответствия
конструктивных параметров испарителей рекомендованным значениям при
некоторых скоростях движения газа происходит "загидрачивание" трубок :
независимо от количества используемого как ингибитор гидратов ДЭГа. j
Здесь ингибитор значительно влияет на термогидродинамический режим !
течения газожидкостного потока.
242
Таким образом, выше был рассмотрен ряд причин значительного рас-
хождения расчетных и фактических расходов ингибиторов гидратообразо-
вания. В ряде случаев оказалось, что простейшая балансная схема расчета
нормы расхода ингибитора гидратообразования не вполне применима и
необходимо разрабатывать более детальные термогидродинамические мо-
дели, описывающие конкретные ситуации. В настоящее время уже сделан
ряд интересных работ в этом направлении, но полученные результаты еще
не проанализированы достаточно глубоко и не представлены в обобщаю-
щей форме.
Отметим еще, что расчет по зависимостям типа (6.1) —(6.4) определяет
расход ингибитора гидратообразования только на технологические нужды.
Подобный расчет является, следовательно, предварительным этапом при
нормировании расхода ингибитора для УКПГ (или для производственного
объединения в целом). При таком нормировании необходимо перейти к
усредненным показателям и учесть ряд дополнительных источников потерь
нетехнологического характера. Ранее методика особенностей нормирова-
ния расхода ингибиторов изложена в специальной разработке ВНИИЭгаз-
прома [87]. Там же рассматриваются вопросы частичного возврата отрабо-
танного реагента в технологический процесс после его регенерации. Даль-
нейшее развитие методики нормирования расхода ингибиторов гидратооб-
разования осуществляется в последние годы в ПО Уренгойгазпром при ме-
тодическом участии ВНИИГаза.
Перейдем поэтому к краткому анализу опыта нормирования и прогно-
зирования технологических потерь метанола на УКПГ валанжинских и се-
номанских залежей Уренгойского месторождения.
На Уренгойском ГКМ разрабатываются сеноманские (с 1978 г.), ва-
ланжинские (с 1985 г.) залежи природного газа, а также нефтяные отороч-
ки. Как сеноманские, так и валанжинские газосборные сети выборочно (в
соответствии с текущими термобарическими режимами) ингибируются ме-
танолом с целью предупреждения гидратообразования. Метанол использу-
ется также для ингибирования стволов нефтяных скважин и систем внут-
рипромыслового сбора нефти, при газодинамических исследованиях сква-
жин и других технологических операциях. При этом основное потребление
метанола на Уренгойском ГКМ приходится на технологический процесс
установок НТС и шлейфы валанжинских залежей.
Научно-методическая работа по нормированию метанола на Уренгой-
ском НГКМ была поставлена, начиная с 1985 года, после пуска первой ва-
ланжинской установки низкотемпературной сепарации (УКПГ 2В) в связи с
резким увеличением потребности метанола в целом по объединению.
Основные цели нормирования метанола в ПО Уренгойгазпром состоят
в следующем:
♦ обоснование планирования поставок ингибитора гидратообразова-
ния на текущий календарный год;
♦ выявление "узких мест" в структуре "потребления" метанола;
♦ разработка организационно-технических мероприятий по сокраще-
нию ряда статей расхода метанола и определение возможностей реализа-
ции этих мероприятий;
« стимулирование внедрения существующих и разработка новых тех-
нологий по сокращению и оптимизации расхода метанола (например,
регенерации метанола, различных вариантов рециркуляционных техноло-
гий);
243
♦ поощрение подразделений ПО Уренгойгазпром, активно участвую-
щих в ресурсосбережении;
♦ дать информацию по тенденциям в расходе метанола с целью даль-
нейшего выявления закономерностей и оперативного анализа причин по-
вышенных расходов (по той или иной статье расхода);
♦ кроме того, нормирование расхода метанола является одним из ис-
ходных моментов в долгосрочном планировании эксплуатационных затрат
по функционированию наземных промысловых систем (с рекомендуемой
глубиной прогноза до десяти лет).
Детальный расчет расхода ингибитора, концентрации и количества
отработанного реагента, уноса его с жидкой и газовой углеводородными
фазами дает возможность разрабатывать для конкретных промысловых
условий технологию рационального применения ингибитора, направленную
на сокращение эксплуатационных затрат. Актуальность проблемы сокра-
щения эксплуатационных затрат постоянно возрастает. Это связано в пер-
вую очередь с постоянным ростом цен на химреагенты и увеличением
транспортных расходов на доставку ингибиторов в районы Крайнего Се-
вера. Выходящие в настоящее время на первый план экологические вопро-
сы также заставляют обращать серьезное внимание на снижение расходов
ингибиторов: введены штрафные санкции на сбросы и выбросы вредных
веществ, в том числе и на закачку промстоков в поглощающие горизонты
(предприятие платит значительные суммы за загрязнение окружающей, в
том числе и геологической, среды). По данным планово-экономического
отдела объединения Уренгойгазпром химреагенты (в основном речь идет о
метаноле и диэтиленгликоле) в материальных затратах Уренгойского газо-
промыслового управления составляют около 85 % от всех материальных
затрат, а в системе объединения эта цифра составляет 75 % в затратах на
добычу газа.
Базовым источником для разработки в ПО Уренгойгазпром конкрет-
ных методик расчета норм расхода метанола в добыче газа на Уренгой-
ском промысле служит "Инструкция по расчету оптимального расхода ин-
гибиторов гидратообразования" [ИЗ], основные положения которой как
раз и были представлены выше. Эта инструкция была разработана на ос-
нове детального анализа промыслового опыта первых лет эксплуатации
Уренгойского ГКМ [27] с учетом обнаруженных недостатков более ранних
методик. Расчетная методика ВНИИГаза с последующими дополнительными
уточнениями позволяет проводить технологические расчеты ингибирования
системы добычи газа, особенно установок низкотемпературной сепарации
газа при внедрении новых технологий и модификаций схем применения
летучего ингибитора — метанола, а также служит методической основой
для нормирования и прогнозирования метанола.
В связи с изложенным имеются основания для разработки дополни-
тельных корректив и уточнений расчетов расхода метанола и других инги-
биторов гидратообразования. В настоящее время ВНИИГаз и НТЦ ПО
Уренгойгазпром проводят определенную научно-методическую работу, ко-
торая позволит в дальнейшем совершенствовать методики расчета расхода
ингибиторов гидратообразования в следующих направлениях:
♦ уточнение схем расчета расхода метанола в низкотемпературных
процессах промысловой и заводской обработки газа в рамках рецир-
куляционных и "отдувочных" технологий применения летучего ингибито-
ра;
244
♦ учет неравномерности распределения ингибитора по сечению техно-
логических аппаратов (АВО, рекуперативные теплообменники);
♦ учет особенностей ингибирования газовых потоков испаренным ме-
танолом, включая возможность выпадения газовых гидратов непосредст-
венно из газовой фазы и их отложения в промысловых коммуникациях
(минуя появление жидкой водной фазы в потоке газа).
Выполненная за последние годы в ПО Уренгойгазпром работа по нор-
мированию расхода метанола в добыче газа привела уже к ряду результа-
тов. Так, разработан комплекс программ расчета метанола, адаптирован-
ных к условиям Уренгойского ГКМ, позволяющих определить нормы рас-
хода метанола;
• на ингибирование системы шлейфов кустов сеноманских скважин;
• на ингибирование системы шлейфов кустов валанжинских скважин;
• на процесс низкотемпературной сепарации валанжинских УКПГ.
В то же время нормирование расхода метанола предполагает учет всех
статей потерь метанола как на технологические, так и на производствен-
ные нужды (табл. 6.1).
Таким образом, помимо ингибирования основных технологических
процессов в добыче газа метанол используется также:
• на пуск скважин после КРС или остановки скважин;
• на закачку в простаивающий фонд скважин;
• на закачку в тупиковые участки трубопроводов;
• на закачку в наблюдательные скважины при проведении геофизиче-
ских исследований и т.д.
Эти потребности не отражены явным образом в проводимых в насто-
ящее время расчетах норм расхода метанола по УКПГ и объединению в
целом. Они учитываются экспертным путем на конечной стадии расчета
норм. Некоторые из указанных составляющих потерь можно определить
только экспертно-статистическим методом (имеется в виду анализ факти-
ческих потерь ингибитора по рассматриваемой статье расхода за ряд лет),
а некоторые следует оценивать с использованием и расчетно-
аналитических подходов. Сейчас НТЦ Уренгойгазпрома проводит методи-
ческую работу по накоплению банка фактических данных и уточнению
норм расхода метанола по указанным прочим статьям расхода.
Таблица 6.1
Структура расхода метанола на Уренгойском промысле
Расход метанола на тех-
нологический процесс
Прочие статьи расхода
На ингибирование сено-
манских шлейфов
На ингибирование вглан-
жинских шлейфов
На процесс низкотем-
пературной сепарации
Потери при регенерации ,
метанола !
Потери при освоении и продувке сква-
жин
Потери при закачке в конденсате-
провод
Потери при закачке в простаивающий
фонд скважин
Потери при закачке в наблюдательные
! участки
j Потери при закачке в тупиковые участки
! Потери при хранении от испарения
[ Потери при перевозке
245
Особенности расчета норм расхода метанола
на ингибирование шлейфов сеноманских скважин
С самого начала разработки Уренгойского месторождения метанол исполь-
зуется для предупреждения гидратообразования в системах сбора газа се-
номанской залежи. Газ из скважин каждого куста по шлейфам попадает? в
шлейфы и коллекторы "куст — УКПГ". Метанол для предупреждения гид-
ратообразования в системе сбора газа подается на устье скважин и в по-
ток газа на входе в УКПГ. Расход ингибитора для предотвращения гидра-
тообразования в шлейфах скважин зависит не только от их протяженнос-
ти, но и от характера теплообмена с окружающей средой (в частности,
наличия заболоченных участков по трассе трубопроводов), особенностей
смешения потоков газа с более низкой температурой из низкодебитных
скважин, а также от количества пластовой воды из скважин. Анализ ре-
жимов эксплуатации систем сбора газа сеноманской залежи показыва-
ет, что в настоящее время теплоизолированные коллекторы работают в
стабильных безгидратных режимах при их протяженности не более
4 — 4,5 км. При большей их протяженности в зимнее время и в межсезонье
необходимо подавать ингибитор для предупреждения гидратообразования в
шлейфах сеноманских скважин.
Для чисто газовых месторождений Западной Сибири общепризнан-
ным сейчас считается положение о том, что наибольший удельный расход
метанола имеет место в начальный период разработки сеноманской зале-
жи, поскольку по мере эксплуатации давление в залежи (а следовательно, и
на устье скважин) падает, тогда как температура газа на устье скважины
почти не меняется во времени. Таким образом, в ходе эксплуатации сено-
манская газосборная сеть УКПГ постепенно "выходит" из гидратоопасных
термобарических параметров. До настоящего времени описанная ситуация
динамики расхода метанола практически и имела место на Уренгойском
промысле: за последние десять лет среднегодовой удельный расход метано-
ла постепенно снизился с 50 до 30—34 г/1000 м3 газа (табл. 6.2).
Однако на заключительной стадии разработки газового месторожде-
ния появляются дополнительные осложняющие факторы, вносящие вклад в
увеличение расхода метанола:
• уменьшение дебитов скважин (и, следовательно, температур на устье
скважин и соответственно в шлейфах);
• увеличение выноса пластовой воды скважинами.
Это приводит обычно к тому, что фактически удельный расход мета-
нола в целом по месторождению практически стабилизируется. Так, на ос-
новании детального анализа различных сценариев разработки сеноманских
Таблица 6.2
Фактический удельный расход метанола
по сеноманским УКПГ, г/1000 м3
Год Годо- вой 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв.
1992 47,5 40,7 23 49,0 40,9
1993 39,2 36,4 12,3 46,4 34,8
1994 41 35.9 13,3 44,6 35,9
1995 32,2 32,9 11,4 40,9 30,2
1996 37,8 32,4 12,3 42,4 32,8
1997 34 28,9 10,4 41,9 34
246
залежей Уренгойского месторождения НТЦ Уренгойгазпрома прогнозирует
стабилизацию расхода метанола по сеноманским газосборным сетям Урен-
гойского месторождения на ближайшую перспективу (три-пять лет), тогда
как при более неблагоприятных ситуациях удельный расход метанола мо-
жет даже несколько повышаться (в частности, из-за запаздывания ввода
ДКС, особенно при кустовом расположении скважин).
Особенности нормирования и динамика изменения
структуры норм расхода метанола
на УКПГ валанжинских залежей
Перейдем теперь к обсуждению особенностей применения метанола и его
нормирования на валанжинских залежах Уренгойского месторождения.
Технологический комплекс подготовки валанжинского газа включает
следующие основные объекты: скважины, объединенные в кусты; систему
газосборных коллекторов-шлейфов; здание переключающей аппаратуры с
системой распределения подачи метанола в шлейфы; установку низкотем-
пературной сепарации (НТС) и установку выветривания конденсата.
В начальный период эксплуатации валанжинских УКПГ основное по-
требление метанола приходилось на технологический процесс низкотемпе-
ратурной сепарации. Но в последние годы структура норм расхода мета-
нола претерпела серьезные изменения. Прежде всего это касается систем
внутрипромыслового сбора газа валанжинских залежей. Здесь тенденции к
уменьшению производительности скважин и шлейфов и обводнению сква-
жин проявились сильнее (по сравнению с сеноманскими залежами), что в
итоге применительно к Уренгойскому месторождению привело к смене
качественной картины: с течением времени все большее количество валан-
жинских шлейфов сейчас оказывается в гидратоопасной области термоди-
намических параметров. Эти обстоятельства привели к тому, что удельный
вес статьи расхода метанола на валанжинские шлейфы в его балансе по
УКПГ в последние годы возрастает (рис. 6.4). Так, для условий шлейфов
валанжинских скважин температура начала гидратообразования колеблется
от 20 °C (при давлении 9 МПа) до 22 °C (при давлении 12 МПа), тогда как
ряд шлейфов работает с температурой газа на ЗПА на пять-семь градусов
ниже граничных условий гидратообразования. Особенно в близких к гид-
ратным условиям гидратообразования работают шлейфы скважин УКПГ
5В. По расчетам норм расхода метанола на 1997 г. составляющая расхода
на ингибирование шлейфов по УКПГ 5В достигает 50 % от общего баланса.
При этом увеличение нормы метанола на ингибирование шлейфов проис-
ходит не только за счет снижения температуры газа на входе в УКПГ, но
и за счет выноса пластовой и конденсационной воды. В настоящее время в
НТЦ ПО Уренгойгазпром апробирована методика определения количества
выносимой пластовой воды по данным о ее минерализации. Использование
данной методики представляется особенно эффективным для целей норми-
рования ингибитора, т.е. позволяет более обоснованно прогнозировать
расход метанола для ингибирования шлейфов.
Из графика (рис. 6.5), на котором представлены фактические удельные
расходы метанола по каждой валанжинской установке за последние пять
лет, видно, что по УКПГ расход метанола имеет некоторую тенденцию к
снижению. Это связано в первую очередь с совершенствованием техноло-
гии применения ингибиторов в системе добычи газа и с внедрением раз-
247
~S
2500
2000
1500
1000
500
О
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
Годы
&Ж1 с водой
с газам |x*xS<3 на шлейфы
Рис. 6.4. Структура удельных расходов метанола по УКПГ валанжинских за-
лежей Уренгойского ГКМ
личных организационно-технических мероприятий. Обратим внимание
здесь на повышенный расход метанола по УКПГ 2В.
Перечислим только основные мероприятия, способствовавшие сниже-
нию расхода метанола:
« внедрение системы нормирования метанола по УКПГ и контроль
соблюдения расчетно-обоснованных норм его расхода;
• ввод в эксплуатацию установки регенерации метанола на УКПГ 1АВ;
® внедрение новых рециркуляционных технологических схем ингиби-
рования УНТС метанолом на УКПГ 5В и 8В, защищенных патентами РФ;
• внедрение автоматической системы регулирования расхода метанола
на технологический процесс УКПГ 1АВ (некоторые аспекты этой системы
регулирования также защищены патентами РФ).
Таким образом, рис. 6.5 наглядно иллюстрирует, что расход метанола
на технологический процесс НТС на Уренгойском ГКМ заметно снизился
по сравнению с первоначальными показателями за счет внедрения ряда
оригинальных технических решений.
Однако далеко не все резервы экономии метанола еще задействованы.
Основные направления работ по стабилизации и сокращению расхода ме-
танола на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ на ближайшую пер-
спективу (3 — 5 лет) состоят, по нашему мнению, в следующем: внедрение
усовершенствованной рециркуляционной технологии ингибирования УНТС
с его саморегенерацией и утилизацией в потоке газа на УКПГ..2В Уренгой-
ского ГКМ; дальнейшее внедрение систем автоматического регулирования
расхода метанола на всех валанжинских УКПГ; постоянный контроль за
термогидрогазодинамическим режимом валанжинских шлейфов и своевре-
менной подачей в них метанола в необходимом количестве.
248
Рис. 6.5. Фактические удельные расходы по УКПГ валанжинских залежей
Методическая база по нормированию метанола в НТЦ Уренгойгазпро-
ма постоянно совершенствуется. Накопление опыта по внедрению новых
технологий и анализ полученных результатов по снижению фактических
расходов метанола позволят внести в дальнейшем соответствующие уточ-
нения в программы расчета, расширить сферу внедрения наиболее эконо-
мически выгодных технологий и разработать программное обеспечение по
прогнозным расчетам расхода ингибитора как на ближайшую, так и на
дальнюю перспективу.
6.2. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАСХОДА
ИНГИБИТОРОВ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В настоящее время на газодобывающих предприятиях ОАО "Газпром" ши-
роко используются системы распределения, поддержания и регулирования
расхода ингибиторов гидратообразования и/или коррозии [2, 103, 127 —
139]. Представляется целесообразным выделить следующие основные эле-
менты этих систем: блок приготовления рабочего состава ингибитора,
включающий буферную емкость, насосную подсистему с панелями распре-
деления ингибитора по одной или нескольким точкам его впрыска; подсис-
тему поддержания заданного расхода ингибитора и его автоматического
регулирования; узлы впрыска антигидратного реагента в газожидкостный
поток; подсистему "аварийной" подачи ингибитора в случае отложения
гидратов в промысловых коммуникациях и аппаратах, а также ряд других
устройств.
Ниже анализируются следующие основные аспекты проблемы автома-
тического регулирования расхода ингибиторов гидратообразования:
• особенности кинетики распределения по фазам летучего ингибитора
гидратообразования при его вводе в турбулентный поток газа;
• технологические схемы ввода ингибитора в поток газа и возможные
модификации этих схем при переходе к современным технологиям рас-
249
пределения летучих ингибиторов гидратообразования в системах сбора и
промысловой обработки газа (с рециркуляцией и регенерацией ингибито-
ров гидратообразования непосредственно в газовом потоке);
• основные критерии регулирования расхода ингибиторов и взаимо-
увязка этих критериев;
• методы идентификации начала процесса гидратоотложения (процесса
"загидрачивания") в промысловых коммуникациях, пути совершенствова-
ния методов идентификации и их практическая реализация в подсистемах
"аварийной" подачи ингибитора.
Ввод в поток газа ингибитора гидратообразования
и распределение его по фазам
С целью предупреждения гидратообразования ингибитор должен вводиться
в поток газа ранее места (участка) возможного гидратообразования. Что
касается непосредственно систем ввода ингибитора, то в начальный период
развития газовой промышленности применяли простейшие системы безна-
сосного ввода ингибитора, например, с использованием метанольниц
(метанольных бачков), устанавливаемых на 1—2 м выше точки ввода: при
выравнивании давления в метанольном бачке и трубопроводе ингибитор
стекает в поток газа самотеком. В настоящее время ввод метанола или
этиленгликоля осуществляется обычно с помощью форсунок. Впрыскива-
ние реагента с использованием форсунок может осуществляться как по
потоку газа, так и в противотоке: впрыск в противотоке при правильной
организации процесса способствует более мелкодисперсному распылению,
при этом капли ингибитора сначала движутся против потока, а затем увле-
каются потоком газа.
Следует отметить, что далеко не всегда специалисты производствен-
ных организаций обращают надлежащее внимание элементам и узлам вво-
да ингибитора гидратов. Например, в пусковой период эксплуатации УКПГ
2В на Уренгойском ГКМ (конец 1984 г.) из технологической схемы были
временно удалены форсунки для распыления метанола, что привело
(причем неожиданно для технического персонала УКПГ) к повышенному
его расходу на начальном этапе эксплуатации этой установки. Особенности
процесса распыления ингибитора с учетом конструкций форсунок, а также
выбор параметров их работы давно проанализированы в научно-
технической литературе [130, 131]. Применительно к вводу метанола усо-
вершенствованные системы распыла ингибитора сейчас разрабатываются в
акционерном обществе, возникшем на базе СКТБ "Промавтоматика"
(г. Краснодар).
Анализируя известные способы ввода ингибитора в поток газа, можно
прийти к выводу, что они не всегда обеспечивают достаточно равномерное
распределение ингибитора в потоке газа. В ряде случаев это приводит к
перерасходу ингибитора по сравнению с его минимально необходимым
количеством, иногда значительному.
В настоящее время разрабатываются довольно интересные предложе-
ния и технические решения, направленные на обеспечение более равно-
мерного распределения ингибитора. Так, например, предлагается (А.с.
№ 970037) вместо впрыска метанола через форсунку насыщать часть пото-
ка газа этим ингибитором в форме аэрозоля и паров и направлять его в
основной поток. Авторами этого изобретения разработано оригинальное
250
устройство для активного насыщения отведенного потока газа метанолом в
мелкодисперсной форме (в виде аэрозоля) и его дозировки. Устройство не
требует дополнительных энергетических затрат, так как его работа осуще-
ствляется за счет энергии потока газа. Активное насыщение потока газа
парами и аэрозолью ингибитора сильно увеличивает эффективность его
применения. Генерирование аэрозоля осуществляется с использованием
ультразвуковых колебаний магнитострикционного излучателя. По оценкам
авторов этого изобретения, площадь поверхности контакта газа с ингиби-
тором в аэрозольной форме может быть увеличена как минимум в тысячу
раз по сравнению с вводом того же количества ингибитора через форсун-
ку.
Предлагаемое по А.с. № 970037 [140] устройство представлено на рис.
6.6. Устройство состоит из герметичной емкости 3, внутри которой в ниж-
ней части установлен магнитострикционный излучатель 2 ультразвуковых
колебаний, подключенный к генератору 1. В верхней (паровой) части емко-
сти 3 размещены перфорированные патрубки 4 и 5, подключенные через
трубопроводы 6 и 10 к газопроводу 8 на участках соответственно до и по-
сле дросселя 9 по ходу газа. Емкость 3 снабжена трубопроводами для зали-
ва и слива жидкого ингибитора и дренажа паров. Количество ингибитора в
емкости контролируется с помощью уровнемера. На трубопроводе 10 ус-
тановлен газовый счетчик И, а на трубопроводе 6 — дозатор 7 для регули-
Рис. 6.6. Устройство для предотвращения гидратообразования в газо-
проводе
251
рования количества проходящего через емкость газа. Перфорированные
патрубки 4 и 5 размещены в емкости по разные стороны от направления
действия излучателя 2 на расстоянии друг от друга, обеспечивающем наи-
более эффективное насыщение подводимого газа парами ингибитора
(определяется опытным путем). Устройство работает следующим образом.
Через трубопровод с помощью насоса (на рисунке не показан) заливают в
емкость 3 жидкий ингибитор, оставив газовую "подушку", в которой раз-
мещены перфорированные патрубки 4 и 5. Затем перекрывают вентиль на
линии заливки и включают генератор 1, после чего с помощью вентилей на
трубопроводах би 10 подключают полость емкости 3 к газопроводу. Под
действием ультразвуковых колебаний магнитострикционного излучателя 2
часть жидкого ингибитора превращается в высокодисперсную взвесь
(аэрозоль), заполняющую паровое пространство емкости 3. Вследствие раз-
ности давлений на участках газопровода до и после дросселя (обычно на
участке между сепараторами I и II ступеней очистки эта разность давлений
составляет 3 — 5 МПа) часть газа из газопровода проходит по трубопрово-
дам 6 и 10 через емкость 3, минуя дроссель. Проходящий через емкость газ
насыщается ингибитором, находящимся в состоянии аэрозоля, и вводится
в газопровод на участке после дросселя. Площадь поверхности контакта
газа с ингибитором увеличивается в 103— 106 раз по сравнению с вводом
того же количества ингибитора через форсунку, что резко затрудняет воз-
можность образования кристаллов гидратов в газе. Количество вводимого в
газопровод ингибитора регулируется изменением количества проходящего
через емкость газа с помощью дозатора 7.
На наш взгляд, рассмотренное техническое решение наиболее целесо-
образно применять на подземных газовых хранилищах (в газопроводах
сырого газа перед его дросселированием, поскольку здесь часто возможно
интенсивное гидратообразование сразу после дросселя). Аналогичный вари-
ант ввода ингибитора в аэрозольном виде представляет интерес и при вво-
де гликолей для ингибирования аппаратов воздушного охлаждения (АВО)
сырого газа, работающих в гидратном режиме.
Недавно предпринята попытка (А.с. № 1557414 [141)) усовершенство-
вать подобное описанному выше устройство ввода ингибитора в целях ин-
тенсификации процесса предупреждения гидратообразования. На рис. 6.7
изображена принципиальная схема установки. Предупреждение гидрато-
образования осуществляется в газопроводах 1. Установка содержит ком-
прессор 2, вход которого связан с одним из газопроводов 1 в точке с мак-
симальным давлением, а выход — с общим газовым коллектором 3, соеди-
ненным с регуляторами 4 расхода газа на линиях 5 его подачи к каждому
газодинамическому ультразвуковому распылителю 6, который связан с со-
ответствующим регулятором 7 расхода ингибитора. Ингибитор подается в
общий коллектор 9 насосом 10. Коллектор 9 связан с регуляторами 7 рас-
хода ингибитора, установленными на линиях 8 его подачи к газодинамиче-
ским ультразвуковым распылителям 6.
Установка работает следующим образом.
Ингибитор подается насосом 10 из емкости (не показана) в коллектор
9, после которого он распределяется регуляторами 7 расхода ингибитора
на линиях 8 его подачи к газодинамическим ультразвуковым распылите-
лям 6. Распыление в них осуществляется газом, отбираемым из газопрово-
да 1 компрессором 2 через газовый коллектор 3 и регуляторы расхода
газа 4.
252
Рис. 6.7. Установка для ввода ин-
гибитора гидратообразования и
промысловые газопроводы .
Таким образом, в рассматриваемом техническом решении предлагает-
ся использовать ультразвуковой распылитель газодинамического типа, од-
нако автор изобретения каких-либо фактических данных по эффективно-
сти распыления ингибитора по предлагаемому методу не приводит.
Для впрыска, тонкого распыла и равномерного распределения жидко-
сти (ингибитора) в потоке газа могут использоваться также устройства
эжекторного типа. Рассмотрим использование для этой цели одноступенча-
того эжектора типа "газ —газ". Предположим, что в системе сбора и обра-
ботки газа имеется дросселирующее устройство, после которого в потоке
газа возможно (в отсутствие ингибитора) образование газовых гидратов.
Заменим в технологической схеме дроссель на газовый эжектор, что поз-
воляет осуществлять "подсос" некоторого количества газов низкого давле-
ния, а ингибитор гидратообразования в необходимом количестве введем
через форсунку именно в поток газа низкого давления. При этом распыл
ингибитора фактически проходит в две ступени: вначале при вводе его в
поток газа через форсунку, а затем уже имеет место дополнительное
"дробление" капель ингибитора при турбулентном смешивании в эжекторе
газов высокого и низкого давления. Попутно заметим, что подобным же
способом можно вводить в поток газа и абсорбенты (например, фракции
газоконденсата с целью доизвлечения углеводородов С3+а из природного
газа), что позволяет резко интенсифицировать процесс абсорбции.
Устройства распыла жидкости эжекторного типа предложены в ряде
интересных изобретений (см., например, А.с. № 882503 [142] и А.с.
№ 1669574 [143]).
На рис. 6.8 представлена принципиальная схема устройства для распы-
ления и впрыска жидкости по А.с. № 1669574 [143]. Устройство содержит
распылитель, смонтированный на горловине 12 эжектора 15, расположен-
ного на газовом трубопроводе 14, связанном с распылителем трубкой 13, и
дозатор 4 жидкости, соединенный с газовым трубопроводом 14 уравни-
тельной трубкой 5. Распылитель выполнен в виде корпуса 10 и установлен-
ного в нем с кольцевым зазором пористого проницаемого элемента 8 с
253
Рис. 6.8. Устройство для распыления и впрыска жидкости в поток
газа
полостью 7, сообщенной трубкой 6 с дозатором 4 жидкости. Кольцевой
зазор между пористым элементом 8 и корпусом 10 распылителя сообщен с
трубкой 13 патрубка 9, смонтированного тангенциально корпусу 10.
Фильтр 11 установлен на трубке 13 между газовым трубопроводом 14 и
распылителем. Пористый элемент 8 выполнен в виде цилиндра с сужаю-
щимся в направлении движения газожидкостного потока днищем. Для по-
дачи жидкости в дозатор 4 служит труба 2. Для поддержания уровня жид-
кости в дозаторе 4 служат уровнемер 13 и связанный с ним вентиль 1.
Некоторая (небольшая) часть потока газа из трубопровода 14 по труб-
ке 13 поступает через тангенциальный патрубок 9 в кольцевой зазор между
пористым элементом 8 и корпусом 10 распылителя. Газ обтекает пористый
элемент 8 по спирали с высокой скоростью. Из дозатора жидкости 4 по
трубе 6 во внутреннюю полость 7 пористого элемента 8 поступает жид-
кость, которая через поры элемента 8 в виде мельчайших капель выходит
в кольцевой зазор. Оказавшись на пути потока газа, движущегося с высо-
кой скоростью, частицы увлекаются потоком газа (при этом часть потока
частиц испаряется), поступают в горловину 12 эжектора 15 и смешиваются
с основным потоком газа из трубопровода 14. Вследствие высокой турбу-
лизации происходит равномерное распределение жидкости в потоке газа.
За счет того, что и в распылителе, и в эжекторе 15 газожидкостная смесь
движется с очень большими скоростями, капли жидкости не сливаются в
более крупные, т.е. высокая степень дисперсности контактирующих фаз
сохраняется практически во всех элементах устройства. Постоянное давле-
ние в дозаторе 4 поддерживается с помощью уравнительной трубки 5, а
постоянный уровень — с помощью уровнемера 3 и вентиля 1. Поддержа-
ние постоянного уровня и давления в дозаторе 4 жидкости обеспечивает
возможность равномерной подачи жидкости в распылитель, т.е. постоян-
ный расход жидкости.
Следует еще раз подчеркнуть, что рассмотренные технические пред-
ложения направлены на создание мелкодисперсного состояния ингибитора
гидратообразования в турбулентном потоке газа. При этом предлагаемые
способы и устройства применимы как для летучего (например, метанола),
так и нелетучего (например, ДЭГа) ингибиторов гидратообразования.
254
В то же время необходимо отметить, что представляется возможным
создать высокую дисперсность жидкого ингибитора, близкую к аэрозоль-
ной, и при непосредственном вводе его в газовый поток через обычные
форсунки. Рассматриваемый ниже способ аналогичен хорошо известной в
газовой промышленности технологии аэрозольного ингибирования внутри-
и межпромысловых газопроводов сырого газа от коррозии. В этой техно-
логии применяется реагент смешанного состава: собственно ингибитор
коррозии (нелетучий компонент), который растворен в летучем органичес-
ком растворителе, например в метаноле (летучий компонент). При этом для
ввода ингибитора в газовый поток используется обычная форсунка, кото-
рая генерирует капли реагента, со средним радиусом порядка 100 мк. Лету-
чий компонент этого состава достаточно быстро испаряется из капли, и
радиус капли резко уменьшается (например, можно легко добиться умень-
шения среднего размера капель в 10 — 20 и более раз), что собственно и
приводит ингибитор в "аэрозольное" состояние.
Применительно к ингибированию гидратообразования по аналогии с
аэрозольным ингибированием коррозии можно предложить два простых
подхода к получению ультрамелкодисперсной среды ингибитора. Первый
способ — вводить с помощью форсунок летучий ингибитор гидратообра-
зования (концентрированный метанол) на достаточно большом расстоянии
(несколько десятков метров) от места возможногочгидратообразования (т.е.
от дросселирующего устройства или теплообменника).
Другой возможный способ — использование смешанных составов ин-
гибиторов гидратообразования типа ДЭГ + метанол (например, 5—10 мае.
% ДЭГа; 85 — 90 мае. % метанола, вода — остальное). В последнем случае
летучий компонент — метанол очень быстро испаряется в газовую фазу, а
в жидкой мелкодисперсной форме остается нелетучий ингибитор гидра-
тов — ДЭГ.
Однако наиболее радикальным представляется прием, реализующий
равномерный ввод и распределение летучего ингибитора гидратов — мета-
нола, заключающийся в ингибировании потока газа "испаренным" метано-
лом. В своей простейшей форме данный метод давно пропагандируется
Г.С. Плужниковым с соавторами (см., например, А.с. № 847559 и
№ 1153961). Так, в изобретении по А.с. № 1153961 [144] метанол предвари-
тельно абсолютируют (например, в абсорберах, заполненных силикагелем),
далее пары метанола направляют в газопровод (к сожалению, как это
реально осуществить, в изобретении достаточно четко не указывается).
Тем не менее утверждается, что таким способом можно ингибировать
метанолом попутный нефтяной газ, охлаждаемый на установках газофрак-
ционирования вплоть до температуры —120 °C. Применительно к установ-
кам НТС Уренгойского ГКМ в институте ВНИПИгазпереработка в 1987 г.
была разработана, казалось бы, более реальная технология ингибирования
"испаренным" метанолом (причем со ссылкой на изобретение [144], хотя
оно, на наш взгляд не имеет прямого отношения к предлагаемой техноло-
гии ингибирования УНТС). Проведенный анализ показывает, что предлага-
емая технология, по существу, оказывается практически нереализуемой,
так как остается нерешенным Принципиальный вопрос: постепенное раз-
бавление метанола водой (конденсирующейся из влажного газа) в сепара-
торе, где, собственно, осуществляется испарение метанола в поток газа.
В то же время сама по себе идея ингибирования "испаренным" метано-
лом или, по используемой нами терминологии [106], идея создания
255
"самоингибирующегося" потока газа представляется достаточно плодотвор-
ной.
Простейший вариант ингибирования газового потока “испаренным"
метанолом (лишенный указанных недостатков) представлен на рис. 6.9.
Здесь концентрированный метанол вводится в специальный противоточный
аппарат: десорбер-сепаратор. Этот аппарат (колонна) может быть как та-
рельчатого, так и насадочного типа (на рис. 6.9 показан тарельчатый аппа-
рат). Концентрированный водный раствор метанола вводится на верхнюю
массообменную тарелку: в режиме противотока метанол испаряется в по-
ток влажного газа, а жидкая водная фаза (т.е. практически чистая во-
да) стекает в сепарационную часть этого аппарата и отводится далее в
промстоки. Таким образом, решается как проблема насыщения потока
газа "испаренным" метанолом, так и проблема "разбавления" еще не испа-
ренного метанола, возникающая в технологии, предложенной ВНИПИгаз-
переработкой. В настоящее время подобная технологическая схема инги-
бирования "испаренным” метанолом коллектора "УППГ —УКПГ" включена
ТюменНИИгипрогазом в проект обустройства и реализована на Комсо-
мольском газовом месторождении.
Здесь следует особо отметить, что использование десорбера-сепара-
тора в технологии ингибирования установок подготовки газа летучими ин-
гибиторами гидратообразования было впервые предложено в изобретении
специалистов ВНИИГаза и Уренгойгазпрома по патенту РФ № 1350447.
Перейдем к анализу массообменных процессов в потоке газа при вво-
де летучего ингибитора гидратообразования — метанола с использованием
устройств распыления жидкости. Основной практический вопрос, который
здесь возникает, состоит в следующем: как быстро достигается фазовое
.Рис. 6.9. Схема ингиби-
рования потока газа ис-
паренным метанолом с
использованием специ-
ального аппарата — Де-
сорбера-сепаратора:
1 — фильтрационная сек-
ция (каплеуловитель); 2 —
массообменная секция (ис-
парение метанола); 3 —
сепарационная секция
256
равновесие в турбулентном газовом потоке (в системе газ — вода — мета-
нол — нестабильный конденсат) ?
Для изучения скорости перехода метанола в газовую фазу еще в рабо-
тах [145, 146] были поставлены специальные промысловые эксперименты.
В трубу с внутренним диаметром 23 мм дозировочным насосом перпенди-
кулярно к газовому потоку на расстоянии 0,85; 2; 2,75; 4,5; 7,6 и 25 м до
сепаратора подавался водометанольный раствор в количестве около 4,5 л
на 1000 м3 газа. Кроме того, для выяснения влияния предварительного рас-
пыления метанольных растворов на эффективность перехода метанола в
газовую фазу на удалении 0,85 м до сепаратора подача метанольных рас-
творов проводилась как через форсунку (с распылением), так и без нее
(т.е. без распыления). Из полученных экспериментальных данных следует,
что предварительное распыление метанольного раствора при его подаче на
удалении 0,85 м хотя и приводит к ощутимому повышению перехода мета-
нола в газовую фазу, но этот эффект довольно мал. Это дало некоторое
основание авторам работы [145] сделать вывод о нецелесообразности рас-
пыления метанольных растворов, подаваемых в газовый турбулентный по-
ток. Следует, однако, отметить, что вывод о нецелесообразности распыле-
ния ингибитора сделан при достаточно высокой температуре газа (35 °C) и
использовании разбавленного водометанольного раствора.
Авторы работы [145] предприняли и первую попытку теоретического
рассмотрения распределения концентраций паров метанола при впрыски-
вании достаточно малых количеств водного раствора метанола в турбу-
лентный поток газа (в горизонтальной трубе). Не вдаваясь в математичес-
кие детали этого рассмотрения (отметим лишь, что принятая постановка
задачи по современным меркам представляется излишне упрощенной с
физико-химической точки зрения), обсудим полученные «здесь основные
результаты. Фактически в [145] предложена простая аналитическая форму-
ла для расчета расстояния L от места впрыскивания раствора, где практи-
чески устанавливается фазовое равновесие (в зависимости от скорости газа
и диаметра трубы). Задавая значения d для труб, используемых на газовых
промыслах, находим L:
d. м....... 0,023 0,124 0,148 0,154
L, м....... 10,01 20,22 24.14 25,12
Зависимость длины трубы L с практически установившимся межфазо-
вым распределением метанола от ее диаметра d приведена для скорости
газа 2 — 3 м/с и температуры 35 °C.
Таким образом, пионерские исследования [145, 146] показали, что по-
сле впрыскивания метанольного раствора в газовый поток довольно быст-
ро устанавливается равновесное распределение метанола между газовой и
водно-метанольной фазами. В итоге был сделан вывод, что подача мета-
нольных растворов на расстоянии 25 м до сепаратора во всех практически
интересных случаях уже обеспечивает максимально возможный (т.е. рав-
новесный) переход метанола в газовую фазу. Однако остался неисследо-
ванным вопрос о влиянии температуры, давления и концентрации метанола
в BMP на кинетику распределения метанола по фазам. В этой связи в со-
временных работах [147, 148] обсуждаемый вопрос рассмотрен заново в
более полной постановке.
Основные моменты постановки задачи по [147, 148] состоят в следу-
ющем. Предполагается, что ввод ингибитора в поток газа осуществляется с
использованием устройств распыления типа форсунок. Учитывается пере-
9 -- 830
257
нос массы и теплоты от капли в газовую фазу и наоборот: газовая фаза
может быть многокомпонентной (т.е. смесью газов); перенос массы ком-
понентов в газе обусловлен механизмом молекулярной (и/или турбулент-
ной) диффузии. Кроме того, более корректно, чем ранее, учитываются
имеющиеся экспериментальные данные по фазовому равновесию газ —
BMP. Учитывается как испарение метанола из капли BMP, так и возмож-
ность конденсации на ней воды.
Была детально рассмотрена динамика процесса массообмена капель
летучего ингибитора (метанола) с окружающим газом для следующих мо-
дельных случаев:
1) одна сферическая капля в покоящемся газе;
2) ансамбль капель в покоящемся газе;
3) ансамбль капель в турбулентном потоке, движущемся в трубе.
При этом в качестве граничных условий используются эмпирические
зависимости по фазовым равновесиям в системе газ —конденсат —BMP,
представленные в [31, 113].
Цель расчетного исследования [147, 148] — установить, насколько бы-
стро устанавливается фазовое равновесие при впрыске BMP через форсун-
ку. Дальнейшее развитие этого направления позволит разработать более
совершенную методику расчета расхода метанола, включающую не только
соотношения материального баланса, но и динамику установления фазово-
го равновесия в системе BMP —газ —конденсат.
Рассмотрим вначале результаты расчетов испарения единичной капли в
покоящемся газе. Из проведенных [147] расчетов следует, что в интервале
начальных концентраций метанола 50—100 мае. % характерное время ис-
парения метанола из капли (определяемое по заданному отклонению в 1 %
от равновесного значения) для капли радиусом 10-4 м (характерного разме-
ра капель, генерируемых форсункой) составляет 25 с (при Т = 313 К и
р = 8 МПа). Однако уменьшение радиуса капли в пять раз (т.е. до 2 • 10~5 м)
уменьшает это время до 1 с. Кроме того, показано, что характерное время
установления температурного равновесия примерно на порядок меньше
характерного времени установления концентрационного равновесия (здесь
имеется в виду ввод метанола в поток с температурой ниже температуры
газа на 15 — 20 °C). Поскольку испарение метанола из капли происходит
более интенсивно, чем конденсация на капле паров влаги, то размер капли
со временем уменьшается в несколько раз.
Переход от случая испарения единичной капли в неподвижной газовой
среде к рассмотрению динамики процесса испарения ансамбля капель BMP
(в предположении, что капли имеют одинаковый "средний" размер и за
характерный период времени испарения процессы дробления и коагуляции
капель практически еще несущественны) осуществляется с использованием
так называемого "условия стеснения", посредством которого учитывается,
что на массообмен рассматриваемой капли BMP с газовой фазой оказыва-
ют влияние и соседние капли, находящиеся на некотором среднем рассто-
янии от выделенной капли. Поэтому при рассмотрении испарения ансамб-
ля капель BMP появляется возможность анализировать динамику изменения
влагосодержания и метанолосодержания газа во времени в зависимости от
удельного расхода BMP, подаваемого в поток газа. Проведенные расчеты
показали, что зависимость влагосодержания газа от времени (в диапазоне
времени 0 — 60 с для характерного среднего размера капель, равного
100 мк) носит несколько неожиданный характер: влагосодержание газа
258
вначале резко уменьшается, проходит через минимум и лишь затем посте-
пенно повышается до равновесного значения. Причем этот неожиданный
минимум влагосодержания газа наиболее отчетлив при расходах BMP в ди-
апазоне 2—10 кг/1000 м3 газа. Конечно, представляется заманчивым попы-
таться технологически использовать обнаруженный кинетический эффект
минимума влагосодержания газа во времени, что, однако, затруднительно,
поскольку различие между минимальным и равновесным влагосодержанием
невелико и составляет всего 10 — 20 %.
Разумеется, наибольший интерес представляет численный анализ ди-
намики массообмена ансамбля капель в реальных условиях, т.е. в турбу-
лентном потоке газа в трубах. Движение двухфазной газожидкостной сме-
си в скважинах, системах сбора и элементах промыслового оборудования
обычно характеризуется развитой турбулентностью. Это приводит к ин-
тенсивному перемешиванию смеси и, следовательно, к более быстрому
тепломассообмену капель с потоком газа за счет механизмов турбулентной
миграции, диффузии и теплопроводности. Кроме того, в турбулентном по-
токе газа имеют место процессы дробления и коагуляции капель.
Как известно [149], при движении в трубах турбулентного двухфазно-
го потока, содержащего небольшое количество жидкой фазы, при дис-
персно-кольцевом режиме течения формируется стационарное распределе-
ние капель жидкости по размеру, подчиняющееся нормальному логариф-
мическому закону. Средний радиус капель R для данного распределения
может быть оценен по соотношению
Я = 0,12 df-Рг- |We’3/7,
\Рж /
где d — диаметр трубы, м; рг, рж — плотности газовой и жидкой сред;
We = pru2/o — критерий Вебера; и — средняя скорость газа в трубе; о —
коэффициент поверхностного натяжения; численный коэффициент 0,12
получен эмпирически при обработке экспериментальных данных.
Рассмотрим результаты проведенных расчетов [147] процесса массо-
обмена BMP, введенного посредством форсунки в турбулентный поток га-
за, на следующем примере: диаметр трубы 0,4 м, давление газа 8 МПа, его
температура 288 — 313 К, расход метанола 1 кг/1000 м3 газа, концентрация
95 мас.%. Оценим расстояние от места ввода до защищаемой от гидратов
точки (в которой фазовое равновесие уже практически установилось) при
расходе газа через технологическую линию, равном 5 млн. м3/сут. В зави-
симости от температуры газа получаем величину в диапазоне 2—12 м при
изменении температуры от 288 до 313 К, причем эта величина увеличивает-
ся с понижением температуры. Следовательно, характерная длина трубы,
на которой устанавливается фазовое равновесие метанол —газ, обычно со-
ставляет несколько (до десяти) метров. Отсюда видна важность проведения
подобных расчетов, особенно на стадии проектирования технологического
оборудования, что позволяет обосновать выбор мест ввода ингибитора
гидратообразования: иногда простым переносом на несколько метров точ-
ки ввода метанола можно добиться практически равновесного распределе-
ния метанола по фазам в защищаемом от гидратов технологическом уча-
стке.
Следует отметить, что распределение капель ингибитора по размерам,
сформированное после форсунки, отличается от стационарного распреде-
ления равновесных капель ингибитора в турбулентном газовом потоке. В
9*
259
целях анализа этих различий и их влияния на достижение фазового равно-
весия в системе газ — BMP было предпринято специальное расчетное иссле-
дование [148] по эволюции спектра капель в потоке газа. Процесс эволю-
ции в турбулентном потоке газа распределения капель ингибитора по раз-
мерам, сформированного в узле ввода ингибитора, может быть схематично
подразделен на следующие стадии:
• в начальный период главным образом происходит интенсивный мас-
сообмен капель BMP с газом (другими процессами можно пренебречь); это
приводит к уменьшению среднего размера капель в несколько раз и уста-
новлению распределения капель по размерам, близкого к логарифмически
нормальному (характерное время протекания рассматриваемого процес-
са — несколько секунд — в случае начального среднего размера капель,
равного 100 мк);
• после "завершения" процесса массообмена дальнейшая эволюция
распределения обусловлена процессом коагуляции капель; в результате это-
го процесса средний размер капель начинает увеличиваться до тех пор, по-
ка не достигнет величины минимального радиуса дробления капель в тур-
булентном потоке;
® параллельно "включается" процесс дробления капель ингибитора,
который ограничивает дальнейший рост среднего размера капель, кроме
того, происходит и процесс осаждения крупных капель на стенке трубы.
Следовательно, через некоторый промежуток времени формируется
стационарное распределение капель по размерам как результат динамичес-
кого равновесия процессов массообмена, коагуляции, дробления, осажде-
ния и срыва капель со стенок трубы. В итоге при линейных скоростях га-
за порядка 10 м/с для типичных режимов течения газового потока по про-
мысловым коммуникациям устанавливается близкое к логарифмически
нормальному распределение капель BMP по размерам, со средним радиу-
сом несколько десятков микрон (т.е. в несколько раз меньше, чем средний
радиус капель, генерируемых форсункой).
Методы идентификации процессов образования
и отложения газовых гидратов
в промысловых системах
Проанализируем основные методы контроля образования и отложения га-
зовых гидратов в трубопроводах и аппаратах систем добычи и подготовки
газа. Прежде всего следует отметить, что методы и способы индикации
(или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования
(и/или отложения) гидратов в промысловых коммуникациях, а также эф-
фективные способы и технические приемы обнаружения наличия и место-
расположёния гидратных отложений (несплошных гидратных пробок)
имеют существенное значение при контроле технического состояния
(диагностики) газопромысловых объектов. Кроме того, они используются в
системах автоматического регулирования расхода ингибиторов гидратооб-
разования как дополнительные, но весьма существенные подсистемы,
обеспечивающие повышение надежности безгидратной эксплуатации про-
мысловых объектов.
Следует четко различать определение возможности гидратообразова-
ния в газожидкостном потоке и диагностику реального процесса отложе-
ния газовых гидратов (процесса гидратоотложения) в промысловых комму-
260
никациях, поскольку образовавшиеся в газовом потоке гидраты могут не-
которое время и не откладываться на стенках газопроводов, промысловых
аппаратов оборудования и т.п., а сноситься потоком газа, накапливаясь в
местах повышенного гидравлического сопротивления либо в "застойных"
зонах (в сепараторах, разделителях и пр.).
Индикация процессов образования и отложения газовых гидратов не-
обходима в следующих случаях:
• в подсистемах "аварийной" подачи избыточного количества ингиби-
тора гидратообразования с целью "смыва" и разложения образовавшихся
гидратов при отказах по каким-либо причинам системы регулирования
расхода (например, при резких изменениях параметров технологического
режима, когда система регулирования не успевает адекватно среагировать
на изменение этих параметров из-за инерционности используемых крите-
риев регулирования);
• при разработке систем автоматического регулирования, в которых
специально реализуется переменный во времени (периодический или ко-
леблющийся) расход ингибитора гидратообразования, что позволяет иногда
заметно оптимизировать средний расход;
• при разработке современных систем автоматического регулирования
расхода применительно к новым типам ингибиторов гидратообразования
(например, для так называемых "кинетических" ингибиторов), при исполь-
зовании которых надежная индикация процесса гидратоотложения имеет
принципиальное значение.
Простейший способ индикации процесса начала гидратообразова-
ния — по термобарическим условиям интересующего технологического
участка (непосредственно измеряемыми величинами являются температура
и давление). Этот метод представляет, например, ^-актуальность для
"попадающих" эпизодически в режим возможного гидратообразования си-
стем промыслового сбора сырого газа (в качестве конкретного объекта
можно иметь в виду шлейф или коллектор куста скважин на северных ме-
сторождениях). Здесь предполагается, что система сбора газа может
"попадать" в режим гидратообразования только при очень низкой темпе-
ратуре окружающей среды либо при резком снижении производительнос-
ти (расхода газа) по каким-либо технологическим причинам, а система ин-
дикации процесса гидратообразования используется лишь для включения
или отключения подачи ингибитора.
Критериями процесса гидратообразования в рассматриваемой точке
технологической цепи являются неравенства
Р * P'w = Л(Л либо Т < ТГК№ = f7(p],
где р, Т — давление и температура в рассматриваемой точке, а функциями
или описываются кривые трехфазного равновесия газ — вода (точнее,
минерализованная вода) — газовые гидраты. Эти функции в настоящее
время могут определяться достаточно точно, исходя из данных по компо-
нентному составу газа и составу пластовой минерализованной воды
(компонентные составы газовой и водной фаз меняются медленно в про-
цессе эксплуатации газопромыслового объекта). При необходимости
"кривые гидратообразования" несколько корректируются (настраиваются)
непосредственно по промысловым данным.
Более интересная ситуация возникает с индикацией гидратообразова-
ния в газовых сетях осушенного газа (природного газа, прошедшего про-
ге!
.мысловую и заводскую обработку): здесь гидратообразование принципи-
ально возможно непосредственно из газовой фазы, содержащей пары вла-
ги (т.е. при полном отсутствии жидкой водной фазы в трубопроводах).
Возможность процесса гидратообразования в рассматриваемом случае оп-
ределяется не только исходя из термобарических условий, но и по оста-
точной влажности газа (либо по измеряемой приборами конденсационного
типа величине точки росы газа по влаге). При этом следует иметь в виду,
что температура точки росы газа по влаге (а при температуре ниже О °C —
имеется в виду точка росы по переохлажденной воде) не совпадает с тем-
пературой начала выделения газогидратной фазы, причем разница между
этими точками росы газа составляет обычно 4 — 6 °C при давлении в газо-
проводе 5 — 7 МПа. Наиболее реально возникновение подобной ситуации,
т е. отложения гидратов, на головных участках магистральных газопрово-
дов северных месторождений. Здесь критерий возможности выделения из
газа твердой газогидратной фазы вполне может быть расчетным, исходя из
данных по двухфазному равновесию газ с парами воды — газовые гидра-
ты. Соответствующие методы расчета детально разработаны во ВНИИГазе
[74-76].
Ранее было сказано о диагностике начала гидратообразования по р,
7- условиям технологического участка, компонентному составу и влажности
газа и др. В то же время по этим исходным данным при наличии развитых
математических моделей, описывающих системы сбора и промысловой
подготовки газа, и программного обеспечения, реализующего эти модели
на ЭВМ, оказывается возможным определение как динамики, так и место-
расположения участков гидратоотложения. При этом в качестве косвенных
признаков процесса гидратоотложения целесообразно использовать дина-
мику изменения во времени таких расчетных величин, как эффективные
коэффициенты гидравлического сопротивления и теплообмена, гидродина-
мической эффективности технологического участка и пр.
Следует, однако, отметить, что во многих практически важных случа-
ях удается достаточно надежно диагностировать и контролировать процесс
отложения гидратов и более упрощенными способами.
Наиболее простой и вполне традиционный способ контроля за нали-
чием отложений гидратов на заданном технологическом участке (например,
в шлейфах или в теплообменниках установки НТС) — это контроль за пе-
репадом давления на рассматриваемом участке. При возникновении пере-
пада Др выше "порогового" значения Др0 и дальнейшем его увеличении, т.е.
при Др > (1,5-;-2)Др, может быть сделан вывод о нарастании гидравлическо-
го сопротивления технологического участка за счет процесса отложения
гидратов на стенках труб и аппаратов. В качестве датчика перепада давле-
ния в аппаратах следует использовать дифференциальный манометр.
Данный способ в своей простейшей форме, однако, имеет и ряд су-
щественных недостатков: сохраняется вероятность “загидрачивания" им-
пульсных трубок дифференциального манометра; увеличение перепада дав-
ления может быть связано не только с гидратообразованием, но и с дру-
гими видами загрязнений (например, со смоло-парафиноотложениями); ве-
личина технологически допустимого перепада давления также связана и с
другими показателями технологического процесса (расходом газа, его тем-
пературой, изменением величины уноса жидкой фазы с предыдущего тех-
нологического участка и т.п.). Поэтому специалистами отрасли были пред-
ложены технические решения, направленные на устранение отмеченных
262
недостатков. Например, пороговое (или нормирующее) значение Др0 может
рассматриваться не как постоянная величина, а как некоторая функция
расхода газа. Помимо этого, значение Др0 может постепенно корректиро-
ваться ("настраиваться") непосредственно в системе автоматического регу-
лирования расхода ингибитора гидратообразования при изменении во вре-
мени коэффициента гидравлического сопротивления (например, из-за кор-
розии).
В способах контроля гидратов, использующих перепад давления,
прежде всего следует обратить внимание на повышение надежности рабо-
ты самой системы измерения давления. Наиболее уязвимым звеном здесь
являются линии передачи давления на датчики давления. Поэтому целый ряд
изобретений и технических решений направлен на предотвращение
"загидрачивания" этих импульсных линий.
Здесь прежде всего заслуживает внимания устройство для предотвра-
щения гидратообразования в импульсных линиях с подачей в них ингиби-
тора (А.с. № 486184 [150] и № 488071 [151]). Так, уже с помощью этих уст-
ройств можно было бы избежать аварийных ситуаций в случае, если за
основу принять систему автоматического регулирования подачи метанола,
принятую, например, в начальный период эксплуатации УКПГ 5В Уренгой-
ского ГКМ (1987 г.), когда "загидрачивание" импульсных трубок диффе-
ренциального манометра неоднократно имело место.
Другой вариант повышения надежности работы импульсных линий и в
местах отбора импульса давления за счет предотвращения в них гидрато-
образования предложен в изобретении по А.с. № 775625 [152].
На рис. 6.10 изображено предлагаемое устройство. Устройство вклю-
7 8
Рис. 6.10. Устройство для предотвращения гидратообразования
263
чает корпус 1, в котором установлена внешняя камера 2 коаксиально внут-
ренней камере 13, выполненной с расположенным в нижней части отвер-
стием 11 отбора импульса давления и системой обратных клапанов 3 и
10, подпружиненных пружиной 12. Внутренняя камера 13 снабжена крыш-
кой 5, которая с внутренней камерой по высоте и с внешней камерой по
диаметру имеет щелевой зазор для прохода газа из внутренней камеры во
внешнюю и обратно. Внешняя камера 2 закрыта сверху внешней крышкой
6, снабженной отверстиями для присоединения импульсной линии 4 и сли-
воналивной трубки 7, на которой установлен запорный вентиль 8. Внешняя
крышка б с крышкой 5 образует также щелевой зазор для прохода газа.
После установки устройства на газопровод 9 через сливоналивную трубку 7
в большую камеру 2 наливают абсорбент 14 до уровня щели между каме-
рой 13 и крышкой 5.
Устройство работает следующим образом. Газ из газопровода 9 через
отверстие 11 поступает во внутреннюю камеру 13, приоткрывает клапан 3
и через щель между внутренней камерой 13 и крышкой 5 поступает во
внешнюю камеру 2, где, соприкасаясь с абсорбентом 14, осушается и через
кольцевую щель между крышкой 5 и стенкой внешней камеры 2 поступает
в щелевой зазор между крышкой 5 и внешней крышкой 6, а затем в им-
пульсную линию 4. При уменьшении давления в газопроводе газ идет об-
ратным путем и, проходя при этом клапанное устройство внутренней ка-
меры 13, открывает клапан 10 и поступает в газопровод 9. Клапанное уст-
ройство служит для продления срока службы абсорбента, при установив-
шемся давлении оба клапана закрыты, и влага, находящаяся в газе, прохо-
дящем по газопроводу, не поглощается абсорбентом внешней камеры 2.
Таким образом, абсорбент в данном устройстве применяется только
для осушки газа, поступающего в импульсную линию, и ни на какие другие
цели не расходуется, поэтому достигается экономия абсорбента, а также
повышается надежность работы устройства за счет исключения отложения
гидратов в импульсных линиях.
В современных технических решениях в качестве импульсных линий
передачи давления предлагается использовать непосредственно каналы по-
дачи ингибитора гидратообразования. Тем самым опасность блокирования
датчика перепада давления из-за гидратообразования полностью снимается.
На реализацию этой идеи и направлено изобретение по А.с. № 1295137
[153], в котором предложен способ диагностики гидратообразования в га-
зопроводе, по крайней мере в две точки которого подают по каналам ин-
гибитор гидратообразования, заключающийся в измерении посредством
импульсных линий перепада давления газа в газопроводе либо газопромыс-
ловом оборудовании (т.е. между этими двумя точками) и сравнении его с
нормирующим значением, соответствующим расходу газа в условиях без-
гидратного его транспорта. При этом в качестве импульсных линий для
контроля перепада давления используют каналы подачи ингибитора в ин-
тервалах прекращения подачи по ним потока ингибитора и по превыше-
нию полученного результата над нормирующим значением перепада давле-
ния судят о гидратообразовании между точками ввода ингибитора, а по
уменьшению Др (ниже нормирующего значения Др0) —о гидратообразова-
нии после второй точки ввода ингибитора.
На рис. 6.11 представлена возможная схема реализации этого способа
[153]. Газопровод 3, по которому природный газ транспортируется от
скважин 2 к установке 4 комплексной подготовки газа (УКПГ) и далее в
264
Рис. 6. i!. Схема реализации способа диагностики гидратообразования
магистральный газопровод 5, имеет на входе газопровода в УКПГ запорно-
регулирующую арматуру 7. На УКПГ предусматривается комплект обору-
дования 8 абсорбционной или низкотемпературной осушки газа. Для пре-
дотвращения образования гидратов при транспорте газа от скважины до
магистрального газопровода УКПГ обустраивается централизованным
пунктом подачи ингибитора гидратообразования, например метанола,
обеспечивающим подвод его от насосного блока 15 к точкам 2 и б впрыска
газопровода 3 соответственно на устье скважины 1 и перед запорно-
регулирующей арматурой 7, подача метанола к этим точкам осуществляется
по отдельным каналам 9 и 10. В каждом из этих каналов установлены за-
порные устройства: клапаны 13 и 14. К каналам 9 и 10 в точках Пи 12
подсоединен импульсными линиями измеритель перепада давления 16. При
этом каналы 9 и 10 подачи ингибитора служат продолжением импульсных
линий измерителя 16. Выход последнего с первым входом элемента сравне-
265
ния 18, второй вход которого соединен с выходом задатчика 17. Элемент
сравнения 18 фиксирует положительное и отрицательное рассогласование
входных сигналов.
Диагностику гидратообразования в газопроводе 3 осуществляют с по-
мощью измерителя 16 величины разности давлений в точках 11 и 12 подачи
ингибитора. Измерение производят в то время, когда клапаны 13 и 14 за-
крывают. Значение измеренного перепада давления сравнивают в элементе
сравнения 18 с нормирующим значением, сформированным задатчиком 17.
Величину нормирующего значения определяют экспериментально по пока-
заниям измерителя 16 при закрытых клапанах 13 и 14 в условиях заведомо
обеспеченного безгидратного режима транспорта газа по газопроводу 3.
Безгидратный режим достигается за счет того, что перед контрольным за-
мером в газопровод 3 по каналам 9 и 10 подают насосом повышенную дозу
ингибитора гидратообразования (путем открытия клапанов 13 и 14 в тече-
ние заведомо увеличенного времени). При изменении дебита газа в газо-
проводе контроль нормирующего значения перепада проводят вновь.
По результату сравнения измеренного перепада давления с нормиру-
ющим равенство значений свидетельствует об отсутствии гидратов; при
превышении результата сравнения в элементе (выход измерителя 16 боль-
ше выхода задатчика 17) судят о гидратообразовании на участке газопро-
вода между точками 2 и 6 (в шлейфе скважин); при уменьшении результата
(выход измерителя 16 меньше выхода задатчика 17) судят о гидратообразо-
вании в газопроводе после точки б, т.е. в запорно-регулирующей арматуре
или в оборудовании осушки газа.
Перейдем к рассмотрению других критериев идентификации процесса
гидратообразования.
Помимо перепада давления критерием появления и накопления газо-
вых гидратов в промысловых трубопроводах и аппаратах может служить
изменение их температурного режима. Например, для теплообменного
оборудования в качестве индикатора отложения гидратов наиболее удобно
использовать коэффициент теплообмена, который легко определяется из
данных по расходам газа и по температурному режиму: при образовании и
росте гидратных отложений коэффициент теплообмена начинает умень-
шаться. Более того, при наличии термогидродинамических моделей рабо-
ты промысловых аппаратов (теплообменников, АВО) можно по измене-
нию расчетного коэффициента теплообмена даже судить о количествен-
ных и качественных характеристиках процесса гидратоотложения (о "за-
гидрачивании" части теплообменных трубок, об изменении "эффективной"
поверхности теплообмена и пр.). Рассматриваемый критерий, однако, не-
сколько инерционен. Кроме того, изменение коэффициента теплообме-
на может быть связано и с другими видами "загрязнений" (например,
с парафиноотложением). Однако процесс гидратообразования может
быть достаточно надежно идентифицирован и в осложненных случаях
из-за существенных различий в характерных временах различных процес-
сов.
Следующий критерий наличия или отсутствия гидратов (при эксплуа-
тации технологического участка в режиме возможного гидратообразования
и соответственно подаче ингибитора гидратов на этот участок) — это кон-
центрация ингибитора в отработанном реагенте (анализируемая проба
обычно берется из сепараторов и разделителей поскольку гораздо труднее
взять представительную пробу непосредственно из двухфазного потока).
266
Исходя из р, Т-условий, концентрации отработанного ингибитора, компо-
нентного состава газа, можно достаточно уверенно диагностировать воз-
можность или невозможность гидратообразования на том или ином тех-
нологическом участке. Критерием отсутствия гидратов на технологическом
участке (строго говоря, с некоторыми оговорками, которые несуществен-
ны в контексте данного рассмотрения) может служить неравенство
х > xr (р, Т, состав газа),
где х — массовая концентрация ингибитора в исследуемой пробе; хг —
минимально необходимая концентрация ингибитора, отвечающая отсутст-
вию гидратов при заданных термобарических условиях. Имеются удобные
аналитические зависимости, полученные обработкой экспериментальных
данных для хг применительно к метанолу, ЭГу, ДЭГу, ТЭГу и ряду других
ингибиторов, как для природных газов, близких к метановым, так и для
газов газоконденсатных месторождений (см. гл. 5). Реализовать такой под-
ход на практике возможно, например, с использованием специальных оп-
тических или микроволновых концентратомеров, регистрирующих кон-
центрацию отработанного ингибитора в непрерывном автоматическом ре-
жиме. Разработка таких концентратомеров применительно к реальным
промысловым условиям — весьма актуальная задача. Сейчас она вполне
может быть решена с использованием технического потенциала конверси-
онных предприятий России.
Следует отметить, что данный критерий больше удобен для задания
величины требуемого расхода ингибитора гидратообразования (т.е. как
критерий регулирования), и поэтому он дополнительно рассматривается
ниже.
Приведем еще способ В.Н. Денисенко диагностики гидратов в изобре-
тении по А. с. № 1411720 [154]. На рис. 6.12 представлена схема, поясняю-
щая этот способ. При контроле образования гидратов часть газа, транс-
портируемого по газопроводу 1, перепускают через первый байпас 2 с хо-
лодильником 3, подключенный к первому прямолинейному участку 4 га-
зопровода 1, а другую часть газа перепускают через второй байпас 5 с на-
копителем гидратов 6, подключенный ко второму прямолинейному участ-
Рис. 6.12. Способ
контроля образо-
вания гидратов
267
ку 7 газопровода 1, расположенному последовательно с первым прямо-
линейным участком 4. Причем часть газа, перепускаемую через первый
байпас 2, охлаждают в холодильнике 3 до заданной температуры. Расход
газа в газопроводе 1 измеряют расходомером 8 между первым и вторым
байпасами, которые снабжены соответственно расходомерами 9 и 10.
Выходы расходомеров 8—10 подключены к блоку сравнения 11, в состав
которого входит вычислитель, к которому подключены сигнализаторы
12 и 13.
Этот способ контроля образования гидратов основан на измерении
расхода газа в газопроводе и сравнении измеренной величины расхода с
величиной, соответствующей безгидратному режиму расхода, и включает
дополнительно прогнозирование образования гидратов, причем образова-
ние гидратов прогнозируют и контролируют по измерению отношения
расхода газа в каждом байпасе к расходу газа в газопроводе. Способ осу-
ществляют следующим образом. При отклонении параметров газа или ин-
гибитора в сторону приближения к условиям гидратообразования послед-
нее происходит вначале в холодильнике 3, что увеличивает сопротивление
байпаса 2 и уменьшает расход газа через него. При этом в газопроводе 1 и
байпасе 5 еще сохраняется безгидратный режим расхода газа. Вычисленное
в блоке 11 отношение расходов газа в байпасе 2 и газопроводе 1 сравнива-
ется со значением, соответствующим безгидратному режиму, и по сигналу
рассогласования срабатывает сигнализатор 12, предупреждая о приближе-
нии параметров газа в газопроводе 1 к режиму образования гидратов и
необходимости принятия соответствующих мер (например, увеличение
расхода ингибитора). При этом сигнализатор 13 пока не срабатывает. В
случае дальнейшего изменения параметров газа в сторону гидратообразо-
вания происходит осаждение гидратов в накопителе 6 байпаса 5 и сигнали-
затор 13 срабатывает, предупреждая об образовании гидратов в газопрово-
де 1. Формируемые в блоке 11 сигналы могут использоваться для обеспече-
ния безгидратного режима транспорта газа, например, путем изменения
подачи ингибитора при экономичном его расходе.
Кратко обсудим современные критерии дистанционной диагностики
газовых гидратов, основанные на иных физических принципах: имеется в
виду использование различных физических полей для идентификации
и/или разрушения гидратных отложений.
Прежде всего, здесь следует отметить явную перспективность акус-
тических методов. Рассмотрим акустические методы на примере ульт-
развукового способа наличия гидратов в газопроводе, реализованного в
изобретении по А. с. № 1506347 [155]. Цель этого изобретения — повы-
шение точности контроля наличия гидратов при переменных параметрах
газа за счет возможности выявления гидратов эхометодом при мини-
мальном влиянии параметров газа на характеристики ультразвукового по-
тока.
На рис. 6.13 представлена схема реализации ультразвукового способа
контроля наличия гидратов в газопроводе. На схеме изображен газопровод
1, на нижней стенке которого после участка 2 с максимальным перепадом
давления установлены излучатель 3 л приемник 4, а вне зоны их действия
на верхней стенке газопровода установлены излучатель 5 и приемник 6.
Выходные сигналы приемников 4 и 6 сравниваются в блоке сравнения 7 и
поступают на блок регистрации 8 и сигнализатор 9. Излучатели 3 и 5 со-
единены с синхронизатором 10. Способ осуществляют следующим образом
268
Рис. 6.13. Ультразвуковой способ
определения наличия гидратов
(в соответствии с представлениями автора этого изобретения об отложении
газовых гидратов).
Вводят ультразвуковые колебания излучателями 3 и 5 в двух разнесен-
ных точках газопровода с его противоположных стенок. Принимают соот-
ветствующими приемниками 4 и 6 эхо-импульсы, отраженные от внутрен-
них стенок газопровода с осажденными гидратами и без них. При отсутст-
вии гидратов сигнал на выходе блока сравнения 7 равен нулю. Сравнива-
ются, например, амплитуды отраженных импульсов, пропорциональные
интенсивности потоков. Сигнализатор 9 при этом не срабатывает. При
образовании гидратов происходят их осаждение и накопление в местах
установки излучателя 3 и приемника 4, что приводит к изменению интен-
сивности ультразвукового потока, отраженного от границы стенка — гид-
раты. В связи с этим на блоке 7 сравнения появляется рассогласование, от
которого срабатывает сигнализатор 9. Поскольку до и после участка 2 га-
зопровода 1 с максимальным перепадом из-за дроссель-эффекта газ имеет
разные параметры (давление, температуру, плотность), обе пары излучате-
лей 3 и 5 и приемников 4 и 6 устанавливают после участка 2 с максималь-
ным перепадом давления, т.е. в местах с одинаковыми параметрами газа. В
результате достигаются одинаковые условия прохождения сравниваемых
ультразвуковых потоков, уменьшаются погрешности при измерениях и,
следовательно, повышается точность контроля. Кроме того, точность кон-
троля повышается за счет сравнения интенсивности ультразвуковых пото-
ков от двух приемников 4 и 6, установленных с соответствующими излуча-
телями 3 и 5, снизу и сверху газопровода при проведении контроля в эхо-
импульсном режиме. Выпадение гидратов из газа и их накопление проис-
ходят на дне газопровода, что приводит к изменению ультразвукового по-
тока в паре излучатель 3 и приемник 4, установленной снизу газопровода.
В паре излучатель 5 и приемник б, установленной сверху, из-за отсутствия
гидратов такого изменения потока не происходит. При этом обе пары ус-
танавливают так, чтобы ультразвуковые потоки от них не взаимодейство-
вали.
Аналогичный способ был предложен в патенте бывшей ГДР [156].
Способ основан на использовании высокочувствительных ультразвуковых
приборов, установленных на определенных участках трубопровода, имею-
щих элементы местного сопротивления (отводы, задвижки, вентили и т.п.).
269
Полученные от приборов сигналы после преобразования и усиления посту-
пают на диспетчерский пункт, где они анализируются и сравниваются с
предельно допустимыми значениями, и в случае необходимости подается
команда на дополнительную подачу ингибитора гидратообразования.
Существенно, что методы диагностики гидратов, основанные на ис-
пользовании физических полей, в принципе позволяют не только иденти-
фицировать наличие гидратных отложений, но иногда обеспечить и лик-
видацию (разложение) отложений с использованием того же источника из-
лучения (без увеличения расхода ингибитора гидратообразования). В каче-
стве такого поля может служить сверхвысокочастотное (микроволновое)
электромагнитное излучение. Например, в работах Ф.Л. Саяхова, М.А. Фа-
тыхова, И.Г. Низаевой и других авторов исследована возможность разру-
шения газогидрата в круглом вертикальном трубопроводе, в электродина-
мическом отношении представляющем собой круглый металлический вол-
новод [157]. Имеются и другие интересные работы в этом направлении,
еще не доведенные, однако, до каких-либо реальных технологических ре-
шений (см. один из первых патентов этого рода [158]). Перспективно так-
же развитие методов разрушения гидратных отложений с использованием
совместного "акустического + ингибиторного" или "акустического +
СВЧ" воздействий. Здесь можно предполагать наличие синергизма дейст-
вия различных методов разрушения газогидратных отложений. Разработка
и внедрение подобных комбинированных методов — чрезвычайно акту-
альная задача.
Таким образом, рассмотрены технические решения, позволяющие по-
лучить информацию о начале процесса гидратоотложения. Данные решения
могут быть использованы (некоторые из них фактически и используются)
в подсистеме аварийной подачи ингибитора гидратообразования — мета-
нола с целью автоматического контроля наличия отложений гидратов. В
настоящее время весьма актуально развитие современных физических ме-
тодов как для диагностики гидратов, так и для разрушения гидратных
скоплений в промысловых системах. Ряд перспективных методов находит-
ся в стадии разработки и опытно-промышленной проверки, например ви-
броакустический метод разложения гидратных пробок в газовых скважи-
нах.
Системы распределения и автоматического
регулирования расхода ингибиторов
В настоящее время на газовых месторождениях используются две основ-
ные схемы распределения ингибиторов [127]: индивидуальная и групповая
(обычно централизованная на 6—12 обслуживающих точек). Индивидуаль-
ные схемы подачи ингибитора подразделяются на безнасосную и насосную.
Безнасосные системы с ручной регулировкой расхода представляют в ос-
новном сугубо исторический интерес [127, 129]. В настоящее время они
могут использоваться, например, при освоении и газодинамических иссле-
дованиях разведочных скважин в режиме гидратообразования на Крайнем
Севере. При использовании насосной схемы индивидуальной подачи инги-
битор гидратообразования в каждую точку подается индивидуальным дози-
ровочным насосом (например, были разработаны серии насосов НД-60В,
НД-05Р, НД-1Р и др.). Технические характеристики этих насосов и особен-
ности их применения рассматривались в [10]. Следует отметить, что еще в
270
70-е годы насосная схема индивидуальной подачи реагента [129] была при-
знана весьма громоздкой (из-за наличия большого числа насосов) и, как
более перспективные, стали разрабатываться схемы групповой подачи ин-
гибитора.
Первоначальный этап создания систем управления процессом ввода
ингибитора (при групповой схеме его подачи) состоял в поддержании за-
данного на "худший" случай расхода: это так называемые системы стаби-
лизированного ввода ингибиторов гидратообразования [132]. Система тако-
го рода обеспечивает постоянное нагнетание ингибитора из приемной ем-
кости и распределение его по отдельным точкам впрыска, а также под-
держивает заданное количество ингибитора по каждой точке с возможнос-
тью изменения его ручной регулировкой. Подсистема нагнетания жидкости
включает основной и резервный насосы, а также предохранительно-
переливной клапан, обеспечивая требуемое давление нагнетания при
транспортировке ингибитора из приемной емкости к точкам впрыска.
Подсистема распределения ингибитора включает следующие устройства (на
каждой технологической линии): регулятор расхода жидкости (РРЖ), изме-
няющий расход с помощью ручных задатчиков, но автоматически под-
держивающий заданный расход при возмущениях и пульсациях в системе
нагнетания; аварийной сигнализации о нарушении режима ввода ингибито-
ра; приборы для измерения текущего значения расхода и давления после
регулятора; запорные вентили и обратный клапан.
В дальнейшем был разработан ряд комплексов технических средств
для ручного и автоматического регулирования расхода — панелей распре-
деления ингибитора ПРИ-250, ПРИ-350, ПРГ-1, ПРГ-2М, ПРГ-3, ПРГ-ЗМ и
др. Например, панель ПРИ-350 предназначена для автоматического дозиро-
вания ингибитора гидратообразования и/или коррозии по 12 точкам ввода,
а также регулирования его подачи в ручном режиме по заданию оператора
УКПГ. Панель ПРИ-350 была предварительно заложена в проектную схему
обустройства Ямбургского месторождения для ингибирования шлейфов
скважин сеноманских залежей. На Уренгойском ГКМ активно использова-
лись панели распределения метанола ПРГ-2М, ПРГ-3, ПРГ-ЗМ, а в настоя-
щее время наиболее популярной стала панель ИНГ-2М. Это панели дистан-
ционного регулирования расхода метанола, отличающиеся довольно высо-
кой надежностью.
В современных версиях предусматриваются следующие функциональ-
ные возможности панелей: распределение потока метанола, нагнетаемого
централизованным насосом, по независимым каналам подачи; стабилиза-
ция давления в коллекторе (который соединяет источник нагнетания с
блоком дозировки ингибитора) при переменном расходе жидкости в кана-
лах подачи; регулирование расхода метанола, вводимого в поток газа и ав-
томатическая стабилизация заданного расхода по каждому каналу; автома-
тическая форсированная подача реагента по сигналу о гидратообразовании
(в аварийных ситуациях) и отключение форсированной подачи после сня-
тия сигнала; контроль за ходом технологического процесса (измерение
расхода реагента по каналам подачи, сигнализация об аварийном гидрато-
образовании и др.). В основу функционирования подобных комплексов в
настоящее время положен принцип — время импульсного регулирования
подачи метанола, вводимого в непрерывном циклическом режиме, с допол-
нительной возможностью дискретной подачи форсированной дозы реаген-
та (при сигнализации о "загидрачивании" Технологического участка). Его
271
работа осуществляется следующим образом: вводится задание длительности
управляющего электрического импульса по каждому каналу подачи и чере-
дование этих импульсов по каналам. 1 1о имеющемуся промысловому опыту
период следования импульсов (период одного цикла) принят равным т0 -
300 с, однако величина т0 может быть изменена при необходимости. Уп-
равляющие импульсы приходят на соответствующий канал управления и
обеспечивают проток метанола в течение заданного времени т, по соответ-
ствующему i-му каналу подачи метанола к точке его впрыска в поток газа.
В 80-е годы распространение на газовых промыслах получили панели
дистанционного регулирования расхода ингибитора типов ПРГ-3 и ПРГ-ЗМ.
Эти панели, в частности, были внедрены и на УКПГ валанжинских зале-
жей Уренгойского ГКМ. Поэтому целесообразно кратко проанализировать
особенности этих панелей и недостатки их работы.
Так, на УКПГ 8В Уренгойского ГКМ в начальный период ее эксплуа-
тации за основу было принято устройство регулирования расхода метанола
ПРГ-3. На панели размещены шесть регуляторов расхода ингибитора с
электромагнитными отсекателями, устройствами определения расхода на
базе дифманометра и ручной регулировкой расхода. На входе метанол
проходит фильтр тонкой очистки для отделения механических примесей,
после чего распределяется по шести регуляторам расхода (типа РРЖ-8).
Рассмотрим принцип работы регулятора расхода подробнее (рис. 6.14).
Метанол поступает в полость А через входное отверстие, далее через дрос-
сель 1 поступает в полость В. Очевидно, что поршень 2, перекрывающий
входное отверстие и связанный с сильфоном 3, при некотором входном
давлении займет положение, при котором влияние перепада давлений меж-
ду полостями А и В будет скомпенсировано пружиной 4. Расход метанола
определяется по показаниям дифманометра 5 с помощью номограмм. Регу-
лировка расхода осуществляется поворотом винта 6, непосредственно.свя-
Рис. 6.14. Схема регулятора расхода ингибитора
272
занного с пружиной 4. Для прекращения подачи метанола используется
электромагнитный кран-отсекатель 7. При изменении давления на входе
регулятора меняется перепад давлений между полостями А и В, вследствие
чего поршень под воздействием сильфона занимает новое положение и
изменяет проходное сечение на входе. Максимальный расход через панель
определяется сечением дроссельной шайбы. В комплекте панели предусмо-
трено шесть сменных дроссельных шайб различного проходного сечения,
которые обеспечивают регулировку расхода на одной линии от 0,07 до
6,34 л/мин. Общий максимальный расход через панель составляет 37,8
л/мин при шести линиях подачи метанола. Далее по соответствующим ли-
ниям метанол поступает непосредственно к точкам ввода в поток газа.
Отметим основные недостатки данной панели (ПРГ-3):
• по существу, отсутствие реальной возможности дистанционного ре-
гулирования расхода ингибитора;
• необходимость демонтажа регулятора расхода при изменении преде-
лов регулирования (смена дроссельной шайбы);
• сложность точного определения расхода метанола, так как тариров-
ка панели на метанол в условиях УКПГ практически трудно осуществима
(в комплект установки входят номограммы, снятые по воде при атмосфер-
ном давлении на выходе регулятора и пересчитанные через плотность на
метанол концентрации 93 мас.%);
а ненадежность конструкции регуляторов расхода и отсекателей.
Из-за механических нагрузок выходят из строя сильфоны, из-за кор-
розионных процессов засоряется поршневая группа регулятора, что приво-
дит к заклиниванию поршня и, как следствие, к выходу из строя сильфо-
на. Коррозия также сильно уменьшает надежность срабатывания отсека-
телей.
Рассмотрим подробнее работу системы распределения метанола на
примере панелей ПРГ-3.
Метанол из метанольного парка плунжерным насосом по входной ли-
нии подается на панель ПРГ-3. Давление метанола на входе поддерживается
- 20 МПа. Для предотвращения аварийных ситуаций между насосом и па-
нелью установлен перепускной клапан, который позволяет сбросить избы-
ток метанола обратно в емкость при возрастании по каким-либо причинам
давления выше 22 — 24 МПа.
С выхода регулятора метанол поступает непосредственно к необходи-
мым по технологии точкам ввода (в случае установок НТС — перед реку-
перативными теплообменниками соответствующей технологической нитки
подготовки газа, причем предусматривается, что метанол может подаваться
как в поток газа перед теплообменником, так и в корпус теплообменника).
На УКПГ обычно предусмотрена возможность ряда дополнительных точек
ввода метанола. Метанол подается на эти точки. по мере необходимости и
в случае образования гидратных пробок. Для подачи метанола в эти точки
могут быть установлены дополнительные панели ПРГ-3. Имеются в виду
следующие дополнительные точки ввода метанола (на примере УНТС Урен-
гойского ГКМ): в шлейфы на кустах скважин; перед регулятором давления
на входе в УКПГ; в уровнемер разделителя второй ступени сепарации; в
линию газа разгазирования разделителя второй ступени; в уровнемер низ-
котемпературного сепаратора; в конденсатопровод из низкотемпературно-
го сепаратора в низкотемпературный разделитель.
Обсудим возможности оптимизации этой системы распределения ме-
273
танола. Оптимальной системой распределения метанола на УКПГ, с точки
зрения надежности работы и возможности сокращения расхода ингибито-
ра, можно считать систему, с помощью которой реализуются следующие
возможности:
• независимая подача метанола на каждую точку ввода;
• дистанционное регулирование расхода метанола по каждой точке
ввода;
• определение дифференциального расхода метанола на каждой точке
ввода и общего расхода на установке;
• высокая эксплуатационная надежность работы регуляторов расхода.
Отсутствие независимой подачи метанола на каждую точку ввода при
определенных режимах подачи приводит к взаимному влиянию регуляторов
расхода друг на друга. При значительном увеличении расхода через один
регулятор вследствие снижения входного давления на панели уменьшается
расход через другой регулятор. Это приводит к нежелательным нарушени-
ям процесса регулирования.
Следует попутно отметить, что в газовой промышленности существует
положительный опыт применения индивидуальных дозировочных насосов
(например, типа НД-25) на каждую точку подачи ингибитора. Используются
также насосы, где от одного привода работает сразу несколько плунжер-
ных пар, каждая из которых используется как индивидуальный насос. В
настоящее время целесообразно в некоторых случаях вернуться к прак-
тике использования индивидуальных дозировочных насосов, особенно
для малогабаритных установок подготовки газа на малых месторождени-
ях.
Очевидно, что перечисленные требования к системе распределения ин-
гибитора связаны с недостатками и особенностями панелей типа ПРГ-3.
Ряд выявленных недостатков был устранен в дальнейшем в панелях
ПРГ-ЗМ и ИНГ-2М.
Для обеспечения реальной возможности дистанционного регулирова-
ния расхода метанола на УКПГ можно предложить два варианта. В первом
варианте необходимо снабдить каждый регулятор расхода метанола пнев-
матическим приводом. В качестве примера приведем УКПГ 5В Уренгойско-
го ГКМ, где и были применены панели ПРГ-ЗМ, отличающиеся от ПРГ-3
наличием пневматического привода на регуляторах расхода.
Второй вариант регулирования расхода состоит в использовании им-
пульсной подачи метанола, организованной с помощью электромагнитных
отсекателей. Расход определяется как произведение максимального расхода
через регулятор и скважности импульсов подачи. Достоинством второго
варианта является простота реализации, а недостатком — низкая надеж-
ность электромагнитных отсекателей. Для обеспечения достаточной
"непрерывности" подачи метанола необходимо выбирать относительно вы-
сокую частоту следования импульсов подачи, что может приводить к со-
кращению срока службы электромагнитных отсекателей.
Таким образом, современные комплексы технических средств, несмо-
тря на ряд конструктивных недоработок, принципиально позволяют обес-
печить автоматическое регулирование подачи ингибиторов тидратообразо-
вания. Поэтому актуальными сейчас являются вопросы критериев регули-
рования и алгоритмов управления расходом ингибитора, к обсуждению ко-
торых мы и приступаем. .
Критерии регулирования и общая характеристика
алгоритмов управления расходом ингибитора
гидратообразования
Выше была рассмотрена структура систем автоматического распределения
и регулирования расхода ингибиторов гидратообразования, возможности и
недостатки существующих отечественных систем, а также технические
решения по совершенствованию аппаратных средств (в частности, с целью
повышения их надежности). Ниже рассматриваются технические решения,
направленные на корректировку алгоритмов автоматического задания рас-
хода ингибиторов гидратообразования, т.е. на уточнение критериев регу-
лирования и разработку технологически более обоснованных алгоритмов
управления расходом применяемых реагентов. При этом подчеркивается,
что в настоящее время следует уделить особое внимание разработке алго-
ритмов управления применительно к новым технологическим схемам с ре-
циркуляцией летучих ингибиторов гидратообразования.
Простейшее техническое решение по автоматизации расхода инги-
битора описано еще в обзорах [127, 129]. Рассмотрим предлагаемый в
этих работах алгоритм управления процессом ввода ингибитора на кон-
кретном примере, представляющем как практический, так и методический
интерес: ввод метанола перед теплообменником Т-1 УКПГ валанжинских
залежей Уренгойского ГКМ.
Алгоритм управления состоит в следующем.
1. По текущим значениям давления р, температуры Т (после теплооб-
менника Т-1), составу газа (в промежуточном сепараторе С-4) определяются
расчетным путем условия гидратообразования (температура гидратообразо-
вания Тгвдр при текущем давлении р).
2. По величине Тгидр и текущей температуре Т рассчитывается требуе-
мое снижение температуры гидратообразования ДГ = Т — Тгидр. Далее по
найденной величине ДГ рассчитывается минимально необходимое значение
концентрации метанола в отработанном ВМР (т.е. BMP из промежуточно-
го сепаратора С-4).
3. Далее по соотношениям материального баланса (6.4) проводится
расчет требуемого удельного расхода метанола перед теплообменником
Т-1. По текущему расходу газа на технологической линии пересчитывается
удельный расход на фактический (в л/мин). Этот фактический расход
обеспечивается соответствующей автоматической системой (в современном
варианте — посредством задания времени т,- протока метанола по соответ-
ствующему z-тому каналу подачи метанола для цикла длительностью т0).
Соответствующие времена т,, определяют по величине требуемого факти-
ческого расхода ингибитора гидратообразования. Этот алгоритм реализу-
ется на ЭВМ, управляющей технологическим процессом на УКПГ.
Таким образом, в алгоритме автоматического управления, по сущест-
ву, критерием регулирования является расчетный расход ''потребного" ко-
личества ингибитора (расчет осуществляется по балансной методике, кото-
рая постепенно уточняется, см. ниже). Точность расчета оценивается (даже
с современными уточнениями) в 20 — 25 %. Поэтому весьма важным момен-
том является задание каким-либо способом коэффициентов запаса (или
регулирующих параметров, уточняемых в ходе "настройки" системы авто-
матического управления) на неучтенные факторы, основными из которых
являются:
275
• неточность собственной балансной методики расчета расхода инги-
битора;
• некоторая неравновесность процессов фазовых превращений;
• неравномерность распределения ингибитора по потоку газа.
Коэффициенты запаса могут быть заданы, например, по расходу реа-
гента и/или по концентрации отработанного метанола в защищаемой
точке и пр.
Данный простейший алгоритм предлагался во многих работах, начиная
с [127, 129]. При этом первоначально использовались еще весьма прибли-
женные эмпирические соотношения: по условиям гидратообразования, по
концентрации отработанного реагента, по влаго- и метанолосодержанию в
газовой фазе, по растворимости метанола в нестабильном конденсате и
даже не вполне корректные соотношения материального баланса для оп-
ределения расхода летучих ингибиторов гидратообразования (метанола).
Основное достоинство обсуждаемого алгоритма — необходимость теку-
щего контроля только за стандартными параметрами технологического
процесса УНТС: температурой, давлением и производительностью техноло-
гической линии. Недостаток — весьма приближенный характер аналитиче-
ских зависимостей, первоначально используемых в пп. 1 — 3 приведенного
алгоритма, поэтому расчетный расход может значительно отличаться от
необходимого в действительности и исправить это положение за счет эм-
пирических подгоночных коэффициентов представляется не вполне кор-
ректным. Такую ситуацию достаточно ясно осознавали еще авторы [127,
129], поэтому как альтернативный (но практически не реализуемый на тот
момент) предлагался алгоритм (но в самом общем, по существу не конкре-
тизированном виде), основанный на регулировании концентрации ингиби-
тора (метанола) в отработанном растворе. Однако этот алгоритм детально
не разрабатывался, поскольку отсутствовали технические средства по не-
прерывному контролю за концентрацией отработанного ингибитора в га-
зожидкостном потоке и сепараторах (разделителях).
В последующие годы простейший алгоритм по пп. 1—3 совершенство-
вался, что нашло свое отражение в ряде методических публикаций и в тех-
нических решениях на уровне изобретений.
В частности, существенно улучшена расчетная методика расхода мета-
нола и гликолей, и, самое важное, по надежным экспериментальным дан-
ным (см. гл. 5) получены уточненные зависимости для величины снижения
температуры гидратообразования применительно к газовым смесям, близ-
ким по составу к газу сепарации газоконденсатных месторождений Рос-
сии.
Обсудим несколько недавних и наиболее важных, на наш взгляд, изо-
бретений, направленных на совершенствование указанного алгоритма ав-
томатического регулирования расхода ингибиторов.
В изобретении по А. с. № 1301434 [159] делается попытка как бы "ап-
паратно" улучшить п. 2 алгоритма регулирования за счет "эксперименталь-
ного" определения температуры гидратообразования газа (в зависимости от
концентрации метанола в BMP) непосредственно самой системой автома-
тического управления процессом предупреждения гидратообразования. Это
достигается за счет пропуска части контролируемого газа через устройство
определения температуры гидратообразования и в зависимости от разно-
сти между температурой гидратообразования и температурой газа, опреде-
ленными регулирующим воздействием на расход вводимого ингибитора.
276
На рис. 6.15 изображена схема автоматической системы управления,
реализующей предложенный способ [159]. Система управления содержит
линию (трубопровод) 1 входного потока газа, линию (трубопровод) 2 вво-
димого ингибитора гидратообразования с исполнительным механизмом 3,
сепаратор 4 с датчиком 5 температуры газа и линией 6 выходного потока
газа, линию 7 насыщенного ингибитора, входную 8 и выходную 9 линии
контролируемого газа, устройства 10 для автоматического определения
температуры гидратообразования контролируемого газа, автоматический
регулятор 11 температуры гидратообразования газа, на первый (задающий)
вход которого подключен датчик 5 температуры газа, а на второй
(регулируемый) — выходной сигнал устройства 10 для автоматического оп-
ределения температуры гидратообразования газа. Последнее в свою очередь
содержит четыре газовых дросселя 12—15, включенные по мостовой схеме,
в первую диагональ которой подключены линии 8 а 9 контролируемого
газа, а во вторую — регулятор 16 перепада давления, регулируемое охлаж-
дающее устройство, состоящее, например, из полупроводниковых термо-
батарей 17 с закрепленным на них теплопередающим элементом 18
(выполненным, например, в виде медной пластины) и блока 19 питания. В
охлаждаемый дроссель 15, расположенный в теплопередающем элементе
18, встроен датчик температуры 20 (например, термопара). Термобатареи
17 подключены к блоку 19 питания, регулируемый вход которого соединен
с выходом регулятора 16 перепада давления.
Способ по А. с. № 1301434 [159] осуществляется следующим образом.
В поток газа, транспортируемого по трубопроводу 2, вводят ингиби-
тор гидратообразования (метанол или ДЭГ). Газ поступает в сепаратор 4,
где осуществляется отделение от него капельной жидкости. Обработанный
ингибитором газ из сепаратора 4 отводят по линии 6, а насыщенный водой
ингибитор — по линии 7. В результате взаимодействия ингибитора с во-
Рис. 6.15. Схема автоматического управления процессом преду-
преждения гидратообразования
277
дой, содержащейся в газе, парциальное давление паров в потоке газа
уменьшается. Это приводит к понижению температуры гидратообразова-
ния газа. Если температура гидратообразования газа меньше температуры
газа в месте вывода ингибитора (т.е. в сепараторе 4), то гидраты в потоке
газа не образуются.
Величина снижения температуры гидратообразования газа ДГ зависит
от расхода вводимого в поток газа ингибитора. Чем больше вводят инги-
битор, тем больше получают величину ДГ. Очевидно, что для экономии ин-
гибитора его расход необходимо поддерживать таким образом, чтобы
температура гидратообразования газа в месте вывода отработанного рас-
твора ингибитора была несколько ниже температуры газа. Чем меньше
поддерживают разность между температурой гидратообразования газа и
температурой газа, тем больше экономия ингибитора (за счет уменьшения
его перерасхода). Избыточного расхода ингибитора нет, если граничная
температура гидратообразования (в присутствии ингибитора) поддержива-
ется равной температуре газа. Последняя в процессе добычи газа может
быть переменной во времени в зависимости от температуры окружающей
среды, расхода газа и других технологических параметров. Поэтому расход
ингибитора необходимо изменять так, чтобы температура гидратообразо-
вания газа как бы “следила" за изменяющейся температурой газа. Эту за-
дачу и решает предлагаемая автоматическая система управления.
Температуру гидратообразования контролируемого потока газа опре-
деляют при помощи устройства 10, выходной сигнал которого подают на
вход регулятора 11, на другой вход последнего подают сигнал от датчика 5
температуры газа. Если разность между контролируемой температурой ги-
дратообразования газа и измеренной температурой газа не равна нулю, то
регулятор 11, воздействуя на исполнительный механизм 3, изменяет расход
ингибитора гидратообразования до тех пор, пока разность между этими
двумя технологическими параметрами не станет равной нулю. Анализируе-
мый газ по линии 8 подают в газовые дроссели 12 и 14, а затем — в дрос-
сели 13 и 15 устройства 10 для автоматического определения температуры
гидратообразования и далее по линии 9 в линию 6. Все дроссели идентич-
ны, и их гидравлические сопротивления одинаковы. При отсутствии крис-
таллогидратов в дросселе 15 потеря давления на всех дросселях одинакова.
Поэтому разность давления в измерительной диагонали мостовой схемы, в
которую подключен регулятор 16, равна нулю.
Регулятор 16 перепада давления сравнивает текущий перепад давления
в измерительной диагонали мостовой схемы с заданной величиной
(значение последней определяют экспериментально при “настройке" систе-
мы и устанавливают вручную) и, если текущий перепад давления меньше
заданного значения, воздействует на блок 19 питания, увеличивая ток в
термобатарее 17 до тех пор, пока температура теплопередающего элемента
18, дросселя 15 и газа, проходящего через него, не уменьшается настолько,
что в потоке контролируемого газа начинают образовываться кристаллоги-
драты. Последние, осаждаясь на стенках дросселя 15, увеличивают его гид-
равлическое сопротивление, а следовательно, и перепад давления в измери-
тельной диагонали мостовой схемы. Регулятор 16 перепада .давления,
уменьшает величину тока в термобатареях. Процесс изменения тока'про-
исходит до тех пор, пока перепад давления в измерительной диагонали
мостовой схемы не становится равным заданному значению. Постоянство
перепада давления показывает, что количество образовавшихся кристалло-
278
гидратов равно количеству разложившихся кристаллогидратов, при этом
процесс образования-разложения кристаллогидратов находится в состоя-
нии динамического равновесия. Температура газа в дросселе 15 — темпера-
тура гидратообразования газа. Ее измеряют датчиком 20, а сигнал, пропор-
циональный температуре гидратообразования, подают на вход регулятора
11. Последний, изменяя расход ингибитора гидратообразования, поддержи-
вает контролируемую температуру гидратообразования равной температуре
газа.
Реализация данного технического предложения на практике представ-
ляется весьма проблематичной в рамках существующих технических
средств.
Пример аппаратной реализации срабатывания системы ввода ингиби-
тора гидратов представлен в А. с. № 1016619 [160]. Цель этого изобре-
тения — предотвращение образования гидратов. Указанная цель достигает-
ся тем, что устройство, выполненное в виде электромагнита с силовой ка-
тушкой, в цепь которой включен командный прибор, снабжено делителем
напряжения, в последовательную цепь которого включены датчики давле-
ния и температуры и потенциометр, средняя'точка которого подключена к
входу командного прибора, причем датчик давления соединен одним из
выводов и подвижным контактом с "минусом" источника постоянного то-
ка, а датчик температуры — с "плюсом".
На рис. 6.16 изображена электрическая схема устройства для автома-
тического ввода ингибитора гидратообразования в поток газа; на рис.
6.17 — функциональная схема этого устройства.
Устройство состоит из электромагнита 1, снабженного силовой ка-
тушкой 2, которая через замкнутый контакт 3 электромагнитного реле 4
соединена с выходным транзистором 5 командного прибора. Входной
транзистор 6 последнего соединен со средней точкой потенциометра 7,
включенного в последовательную цепь делителя напряжения, снабженного
датчиком 8 давления, вход и подвижный контакт которого соединен с
"минусом" источника 9 постоянного тока, и датчиком 10 температуры, вы-
ход которого соединен с "плюсом" источника постоянного тока. Электро-
магнит 1, датчик 8 давления и датчик 10 температуры установлены на газо-
Рис. 6.16. Устройство для автоматического ввода ингибитора гидра-
тообразования в поток газа
279
Рис. 6,17. Функциональная схема уст-
ройства автоматического ввода инги-
битора гидратообразования
проводе И. Вход электромагнита 1
соединен с расходной емкостью 12 ,
а выход — с газопроводом 11.
Устройство работает следую-
щим образом.
Давление газа в газопроводе 11
воспринимается датчиком 8 давле-
ния и в виде сигнала постоянного
напряжения подается на вход ко-
мандного прибора. Температура га-
за преобразуется датчиком 10 также
в сигнал постоянного напряжения,
который подается на вход команд-
ного прибора. Установочным по-
тенциометром 7 определяют напря-
жение срабатывания устройства,
соответствующее условиям образо-
вания гидратов. В зависимости от
условий образования гидратов (тем-
пературы и давления) термодинами-
ческое состояние газа может находиться в зоне образования гидратов и
вне зоны. Если повысится, например, давление и термодинамическое со-
стояние газа перейдет в зону гидратообразования, движок датчика 8 давле-
ния переместится вниз, отрицательное напряжение на базе транзистора 6
увеличится, что приведет к открытию транзистора 5, следовательно, к за-
мыканию контакта 3 электромагнитного реле 4 и цепи силовой катушки 2.
Когда последняя находится под напряжением, срабатывает электромагнит
1, вход открывается и ингибитор из расходной емкости 12 поступает в
газопровод 11. При изменении термодинамического состояния газа в
"безгидратную'' сторону, например, при повышении температуры при том
же давлении, сопротивление датчика температуры 10 и отрицательное на-
пряжение на базе транзистора 6 уменьшатся, что приведет к закрытию
транзистора 5, следовательно, к размыканию контакта 3 электромагнитно-
го реле 4. Цепь силовой катушки обесточивается, и вход электромагнита 1
закрывается.
Предлагаемое устройство позволяет предотвращать образование гид-
ратов, так как оно срабатывает при приближении термодинамических ус-
ловий газа к зоне гидратообразования и благодаря этому экономит инги-
биторы, вводимые в поток газа.
В изобретении по А. с. № 724162 [161) отмечается, что в алгоритме ав-
томатического управления вводом метанола обычно используется расчет-
ный расход реагента. Однако расчетный расход отличается от фактически
необходимого, в частности, и потому, что используются приближенные
формулы для определения влаго- и метанолосодержания газа в точках вво-
да и вывода ингибитора. Кроме того, в большинстве случаев точно неизве-
стно количество жидкости в газе из-за уноса ее с ‘’пррдылупгрго" техноло-
гического участка (в конкретном нашем примере ингибирования теплооб-
280
менника Т-1 — за счет уноса жидкости из сепаратора С-1). Это влияет на
точность алгоритма расчета расхода реагента. Поэтому в алгоритм автома-
тического управления можно ввести еще и датчик расхода жидкости, что и
реализовано в [161]. Целью этого изобретения является повышение точно-
сти регулирования расхода ингибитора гидратообразования за счет того,
что устройство регулирования дополнительно содержит датчик расхода
жидкости в потоке газа, выход которого соединен с вычислительным бло-
ком. Схема устройства показана на рис. 6.18.
Устройство содержит датчик 1 расхода ингибитора, связанный с пер-
вым входом регулятора 2 расхода ингибитора, выход которого подключен
к исполнительному механизму 3, установленному на линии 4 подачи инги-
битора в скважину 5. На сепараторе 6 установлены датчики 7 давления и 8
температуры, а на линии 9 сброса жидкости из сепаратора — датчик 10
расхода жидкости. Датчики 7, 8, 10, а также датчик концентрации ингиби-
тора 11 подключены к входу вычислительного блока 12, выход которого
связан со вторым входом регулятора 2 расхода ингибитора. Устройство
работает следующим образом. Сигналы от датчиков 8, 7, 10 и 11 поступают
в вычислительный блок 12, который по их значениям рассчитывает требу-
емый расход ингибитора и вводит сигнал-задание регулятору 2 расхода ин-
гибитора. Сигнал-задание пропорционален требуемому (расчетному) расхо-
ду ингибитора гидратообразования. На первый вход регулятора 2 расхода
ингибитора поступает сигнал от датчика 1 расхода ингибитора, который
пропорционален текущему расходу ингибитора. Регулятор 2 сравнивает
текущий расход с заданным и в случае их рассогласования отрабатывает
регулирующее воздействие на испытательный механизм 3 до тех пор, пока
текущий расход ингибитора не станет равным заданному.
Предлагаются и другие интересные технические решения по автомати-
Рис. 6.18. Устройство для автоматического регулирования рас-
хода ингибитора гидратообразования
281
зации расхода ингибиторов на уровне изобретений (например, А.с.
N? 1409980 [162]), на обсуждении которых мы не останавливаемся.
После обсуждения ряда технических решений на уровне изобретений
перейдем к детальному анализу алгоритма автоматического регулирования
и поддержания расхода ингибиторов гидратообразования.
Условия гидратообразования. В п. 1 алгоритма речь идет об условиях
трехфазного равновесия газ —вода —гидраты. В настоящее время кривая
гидратообразования или линия трехфазного равновесия достаточно надеж-
но определяется по известному составу природного газа (в интересующей
точке). Точность расчета составляет обычно ± (0,7—1)°С при заданном дав-
лении (если оно не превышает 15 — 17 МПа, что имеет место в системах
промысловой обработки газа). Имеются достаточно детально разработан-
ные программы расчета фазовых равновесий газовых гидратов как отече-
ственных, так и зарубежных авторов. Применительно к алгоритму регули-
рования расхода, реализуемому программно на управляющей технологиче-
ским процессом ЭВМ, целесообразно использовать простые аналитические
(эмпирические) зависимости, полученные обработкой расчетных (по про-
граммам расчета фазовых равновесий) данных. Кроме того, представляется
возможным опираться и на лабораторные исследования кривой гидратооб-
разования для конкретного состава газа интересующего месторождения
(при наличии подобных исследований). Это в принципе позволяет несколь-
ко откорректировать методику расчета фазовых равновесий газовых гид-
ратов для узкой группы составов природного газа рассматриваемого мес-
торождения.
Снижение температуры гидратообразования за счет ввода ингиби-
тора. Согласно п. 2 рассматриваемого простейшего алгоритма управления
расходом ингибитора, необходимо иметь функциональную связь между
величиной ДГ — требуемого снижения температуры гидратообразования в
защищаемой от гидратов точке и величиной минимально необходимой
концентрации ингибитора в жидкой фазе в этой же точке (обычно речь
идет о сепараторах и разделителях).
Достаточно надежные зависимости имеются для следующих ингиби-
торов гидратообразования: метанол (до концентрации 85 мас.%); гликоли
(до концентрации 50 — 60 мас.%). Для остальных реагентов (особенно для
смешанных составов, азеотропных смесей и пр.) точность соответствую-
щего расчета величины ДГ заметно ниже.
Предположим, что имеется техническая возможность для определения
концентрации отработанного раствора ингибитора в непрерывном или
квазинепрерывном режиме (например, посредством датчиков, фиксирую-
щих какой-либо физический параметр водного раствора ингибитора:
плотность, оптическую плотность, диэлектрическую проницаемость и т.п.).
В этом случае алгоритм автоматического управления, т.е. нахождение и
ввод в поток газа требуемой величины расхода ингибитора осуществляется
по условию соблюдения равенства расчетной и фактической концентраций
ингибитора в отработанном растворе. Задача системы автоматического уп-
равления расходом ингибитора состоит в том, чтббы обеспечить соблюде-
ние этого равенства с некоторой заданной точностью.
В целях реализации этого условия во ВНИИГазе ПО Уренгойгазпром
разработан ряд эффективных алгоритмов управления расходом ингибитора
гидратообразования применительно к различным технологическим схемам
их применения:
282
• для традиционной технологии, с подачей концентрированного
("свежего" или регенерированного) ингибитора в каждую точку его ввода;
• для рециркуляционной технологии, с подачей отработанных раство-
ров ингибитора в "голову" технологического процесса;
• для оптимальной технологии, с оптимизацией концентрации подава-
емого в поток газа ингибитора в "хвосте” технологического процесса;
• для рециркуляционной и оптимальной технологий с "отдувкой”
(регенерацией в потоке газа) отработанного раствора в “голове" процесса
(для летучих ингибиторов гидратообразования на примере метанола).
Детальное изложение алгоритмов регулирования расхода ингибиторов
гидратообразования по концентрации его отработанного раствора во всех
этих случаях довольно громоздко и подробно здесь не приводится. Здесь
отметим только, что для каждой из указанных технологий ингибирования
метанолом установок промысловой подготовки газа имеются свои инте-
ресные особенности реализации алгоритмов управления. Весьма актуальная
задача — реализация разработанных алгоритмов управления расходом ин-
гибиторов гидратообразования для конкретных систем сбора и промысло-
вой подготовки газа. В настоящее время подобная работа проводится по-
этапно на Уренгойском ГКМ и накопленный опыт может быть использо-
ван в дальнейшем и на других месторождениях Крайнего Севера.
6.3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В ПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМАХ
Необходимость в предупреждении гидратообразования может возникнуть
во всех звеньях технологической цепочки добычи газа: в призабойной
зоне пласта (для залежей с термобарическим режимом, близким к гидрат-
ному, что встречается, однако, достаточно редко), в стволах разведочных и
эксплуатационных скважин (особенно при газодинамических исследовани-
ях последних), при дросселировании газа на устье эксплуатационной сква-
жины, в системах промыслового сбора газа (шлейфы скважин, коллекто-
ры, внутрипромысловые газопроводы и конденсатопроводы), на установ-
ках комплексной подготовки газа, на головных участках магистральных
газотранспортных систем (в основном при нарушениях технологии), на
ГРС и ПХГ. Как уже отмечалось в гл. 5, методы предупреждения гидратов
(см. достаточно полную их классификацию на рис. 5.2) могут быть подраз-
делены на использующие антигидратные реагенты (ингибиторные) и их не
использующие (безынгибиторные, в основном основанные на поддержании
соответствующих безгидратных термобарических режимов).
Безынгибиторные методы предупреждения гидратов продолжают ин-
тенсивно развиваться. Эти вопросы обсуждались в обзорах Э.Б. Бухгалтера
[163, 164], В.А. Хорошилова и А.Г. Малышева [165], В.А. Хорошилова,
В.И. Семина [166]. Поэтому здесь ограничимся анализом либо сравнитель-
но недавних исследований, либо таких исследований, актуальность кото-
рых не снизилась до настоящего времени.
Можно выделить два основных направления развития безынгибитор-
ных методов:
• поддержание безгидратных термобарических режимов сети газо-
сборных сетей;
• использование методов, направленных на предупреждение отложе-
283
ния гидратов (при этом допускается образование гидратов в потоке газа,
но предупреждается их отложение).
Вначале обсудим традиционные исследования по поддержанию безгид-
ратного режима за счет использования как пассивных (теплоизоляция, оп-
ределенные конструктивные решения, подбор соответствующих расходов
флюида), так и активных (применение теплоисточников) методов.
Например, известное проектное решение — теплоизоляция шлейфов
скважин сеноманских залежей Медвежьего и Ямбургского месторождений
оказалось достаточно эффективным. Хотя это и не привело к безгидрат-
ному режиму всех шлейфов, но позволило существенно уменьшить расход
метанола. Особенно перспективны технические решения по теплоизоляции
подводных газопроводов. Так, на одном из морских месторождений в Се-
верном море была применена следующая конструкция изоляции. Трубо-
проводы вмонтированы внутри обсадных труб из полиэтилена (высокого
давления), причем кольцевой зазор между основной и обсадной трубами
заполнен пенополиуретаном (ППУ) плотностью 96 кг/м3. Например, для
трубопровода диаметром 200 мм ширина зазора, заполненного ППУ, со-
ставила 54 мм. Кроме того, поверх полиэтиленовых труб наложена защит-
ная оболочка толщиной 50 мм из армированного бетона. Была разработана
математическая модель, описывающая термодинамический режим транс-
портирования сырья в таком теплоизолированном трубопроводе для раз-
личных рабочих давлений с целью обеспечения безгидратного режима.
В работе [167] намечен ряд интересных предложений по ресурсосбере-
гающим технологиям применительно к Астраханскому и Карачаганакскому
ГКМ. Рассмотрим только те предложения, которые имеют прямое отно-
шение к процессу гидратообразования. Было отмечено, что на стационар-
ном режиме эксплуатации газоконденсатных скважин этих месторождений
устьевая температура газа оказывается заметно выше (на 10—15 °C), чем
было предусмотрено проектами разработки этих месторождений (к сожа-
лению, занижение температуры на устье скважин — традиционная и ха-
рактерная неточность при проектировании обустройства ГКМ, Включая и
северные месторождения). Это обстоятельство позволило внести некото-
рые изменения в систему промыслового сбора газа, например, появилась
возможность отказаться от устьевого подогрева газа (запроектированного
для предупреждения образования парафинов и гидратов в системах внут-
рипромыслового транспорта продукции). С целью обеспечения безгидрат-
ного режима промысловых трубопроводов рекомендуется частичное дрос-
селирование потока газа в подпакерном хвостовике (путем установки за-
бойных дросселей). Термодинамические расчеты однозначно показали, что
частичное дросселирование потока в забойном дросселе значительно эко-
номичнее, чем дросселирование потока на устье скважины. При дроссели-
ровании потока газа на забое с давления 40 — 45 до 28 — 30 МПа температу-
ра на забое снижается всего лишь на 5 —7 °C, а при дросселировании на
устье скважины с давления 20 — 25 до 8—10 МПа температура снижается
уже на 26 - 32 °C. Следовательно, такой технологический прием полностью
обеспечивает безгидратный режим работы систем сбора (т.е. исключается
из технологической схемы подогрев газа на устье скважины). Подобную
технологию имеет смысл проанализировать применительно к системам до-
бычи газа из ачимовских толщ Уренгойского ГКМ. Аналогичное по сути
техническое решение по применению забойных штуцеров в газовых сква-
жинах предложено в [168] при организации внутрикустового бескомпрес-
284
сорного газлифта. Показано, что замена устьевых редуцирующих уст-
ройств на устройства, позволяющие проводить дросселирование газа до
необходимого давления на забое скважины, позволяет существенно сокра-
тить расход ингибиторов для предотвращения гидратообразования.
В целях предупреждения гидратообразования в шлейфах скважин по-
сле устьевого дросселирования газа разработан способ поэтапного дроссе-
лирования, позволяющий снизить темп падения температуры расширяюще-
гося газа и обеспечить безгидратный режим [169]. Этот технологический
прием полезен главным образом на южных месторождениях при темпера-
туре окружающей среды выше температуры гидратообразования в шлей-
фе. На газораспределительных станциях также весьма эффективен метод
поэтапного дросселирования газа (т.е. без "захода в гидратный режим" в
"теле" дросселя). Последняя технология детально развита в недавних рабо-
тах Н.А. Тривус с соавторами (1996 г.).
Интересный вариант предотвращения отложения гидратов при дроссе-
лировании газа предложили М.Ф. Коваленко и Т.А. Сайфеев [170]. Они
отмечают, что часто дросселирование газа создает определенные техноло-
гические затруднения из-за интенсивного образования гидратов и забива-
ния ими дросселирующих устройств, в качестве которых в большинстве
случаев используют штуцеры с калиброванными отверстиями. Экспери-
менты показали, что отложение гидратов происходит на поверхности шту-
цера в полости высокого давления. Авторы [170] объясняют это следую-
щими факторами: интенсивным охлаждением поверхности штуцера в по-
лости высокого давления за счет теплопередачи через корпус штуцера; из-
менением в этой зоне направления потока газа, что способствует интенси-
фикации в нем процессов конденсации и кристаллизации, а также адгези-
онными свойствами поверхности штуцера. Поэтому оказалось целесооб-
разным подобрать специальные антигидратные материалы, на поверхности
которых не происходит прилипания гидратов. Антигидратный материал
должен характеризоваться низким коэффициентом трения относительно
газогидратных отложений и низкой адгезией к гидратам.
Для промысловых исследований было изготовлено несколько штуце-
ров из фторопласта высокого и низкого давлений. Фторопласт высокого
давления — плотный на вид, без видимых пор, гладкий, белый; а фторо-
пласт низкого давления — менее плотный, с заметной пористостью, серого
цвета. Промысловые опыты проведены на газлифтных скважинах. Штуце-
ры, выполненные в виде конфузора (для плавного сноса гидратов в отвер-
стие), устанавливали между фланцами непосредственно перед затрубной
задвижкой. При этом обнаружено, что штуцеры с диаметром отверстия
5 мм, изготовленные из фторопласта низкого давления, забивались гидра-
тами за два-три часа работы (т.е. так же быстро, как и задвижки), тогда
как штуцеры из фторопласта высокого давления не забивались гидратами
в течение шести суток (время активного наблюдения).
Таким образом, редуцирующие устройства, выполненные из специаль-
ных антигидратных материалов, могут работать длительное время в режи-
ме гидратообразования. Такое техническое решение способно полностью
решить проблему предотвращения гидратов, если после штуцера газожид-
костный поток нагревается (за счет теплоты окружающей среды), по-
скольку гидраты уносятся потоком и далее разлагаются. Но даже в случае
дальнейшего охлаждения газа после дросселя (например, в зимнее время)
и/йли при резком дросселировании, когда гидраты могут откладываться за
285
штуцером на стенках трубопровода, подобное решение тем не менее ока-
зывается полезным хотя бы для уменьшения перерасхода ингибитора и
приближения расчетных расходов ингибитора к фактическим. В настоящее
время представляется целесообразным заново, на современной технологи-
ческой "подкладке" рассмотреть вопросы разработки антигидратных по-
крытий, характеризующихся малыми величинами адгезии гидратов, осо-
бенно в сочетании с добавками в поток газа ингибиторов гидратоотложе-
ния. В частности, подобные дросселирующие устройства с внутренними
антигидратными покрытиями представляются весьма полезными при реду-
цировании газа на газораспределительных станциях. Это связано с тем,
что гидратообразование в рассматриваемом случае возможно только внут-
ри самого дросселирующего устройства, тогда как после редуцирования
газа имеет место безгидрагный режим его течения (природный газ, посту-
пающий на ГРС, предполагается осушенным до соответствующей точки
росы).
Температура газового потока также резко падает при эжектировании
газа. Глубокое охлаждение эжектирующей струи может вызвать гидрато-
образование в струйных аппаратах. С этой целью традиционно применяет-
ся на практике ввод в эжектирующий и эжектируемый потоки ингибито-
ров — метанола и водного раствора хлорида кальция. Однако для эжекто-
ров малой производительности наиболее эффективным является тепловой
метод борьбы с гидратами: здесь детально рассматривается возможность
водяного и огневого подогрева корпуса эжектора.
Что касается безгидратного режима работы систем промысловой об-
работки газа газоконденсатных месторождений без применения каких-
либо ингибиторов гидратов, то такая возможность появляется при доста-
точно глубокой осушке газа в "голове" технологического процесса. Подоб-
ное техническое решение, например, довольно успешно реализовано на
Астраханском ГПЗ (разумеется, не без специфических нюансов, на кото-
рых мы здесь не останавливаемся), а также было принято в проекте обус-
тройства валанжинских залежей Ямбургского ГКМ и реализовано в на-
чальный период эксплуатации УКПГ 1В.
Развиваются также методы предупреждения гидратов с использовани-
ем теплоисточников, особенно это касается нефтяных и газонефтяных
скважин и соответствующих систем сбора [171, 172]. Так, например, неко-
торые нефтяные скважины Уренгойского ГКМ работают в режиме пара-
финогидратообразования, и для получения продукции необходимо исполь-
зовать тепловые методы (электрообогрев, термогазлифт, периодическая
прокачка горячего теплоносителя через затрубное пространство и т.д.). В
последнее время активно обсуждаются перспективы использования для
этих целей СВЧ-источников [157, 158, 173, 174]. В работе [174] рассмотрен
способ предупреждения и ликвидации гидратных отложений в системах
добычи, переработки и транспорта газа с помощью высокочастотного и
сверхвысокочастотного электромагнитного воздействия. Приведены ре-
зультаты экспериментальных работ по разложению газогидратов путем
воздействия на них электромагнитного излучения в диапазоне частот' 50
МГц — 1 Гц. Кроме газогидратов, тепловому воздействию подвергались лед
и парафин. Отмечено, что эффективность процесса разложения газогидра-
тов в значительной степени определяется диэлектрическими характеристи-
ками среды и их зависимостью от частоты излучения. На наш взгляд,
предлагаемый метод весьма эффективен для предупреждения парафиногид-
286
ратных отложений именно в нефтяных скважинах. Заслуживают внимания
и термоакустические методы, например метод О.Л. Кузнецова с соавтора-
ми, предложенный еще в 1974 г.
Упомянем еще работы, в которых для предупреждения отложений ис-
пользуются ПАВ, эмульсии, нефть, конденсат и др. Подобные варианты
обсуждаются более 30 лет, но реального применения на газовых месторож-
дениях России они так и не нашли из-за недостаточной технологичности
первоначально предложенных решений (по сравнению с традиционными
антигидратными реагентами) и отсутствия антигидратных составов, даю-
щих яркий положительный эффект по предотвращению гидратоотложе-
ний.
Периодически в литературе появляются сообщения о значительном
влиянии магнитных полей на кинетику гидратообразования, что нам пред-
ставляется не вполне убедительным уже из самых общих соображений.
Упомянем здесь лишь публикацию [175] которая хотя и весьма дискусси-
онна, но заслуживает определенного внимания с целью нахождения рацио-
нальных моментов. В ней рассмотрены вопросы предупреждения гидрато-
образования посредством применения ПАВ и магнитных полей при раз-
личных режимах работы газовых скважин. Исследование особенностей
образования гидратных пробок при движении газоконденсатных смесей в
трубах с местными сопротивлениями проведено на экспериментальной ус-
тановке, моделирующей работу системы скважина — трубопровод. В экс-
перименте использовался природный газ газоконденсатного месторождения
с содержанием конденсата 161,8 г/м3. Газ из баллона попадал в резервуары
с водой или с 0,05 %-ным раствором ПАВ (сульфанола), затем проходил
участок, на котором подвергался воздействию постоянного магнитного по-
ля напряженностью 550 Э, после чего попадал в термостатируемый кожух
с диафрагмой, которая являлась местным сопротивлением. Здесь-то и на-
блюдался процесс гидратообразования. Опыты проведены при различных
перепадах давления (с применением ПАВ, магнитного поля, а также совме-
стного их действия — всего четыре серии опытов). В результате была ус-
тановлена оптимальная величина скорости движения газа в трубах, обус-
ловливающая наименьшие темпы роста гидратов на стенках трубы. Уста-
новлено, что комбинированная обработка газа ПАВ и магнитным полем
приводит к некоторому синергетическому эффекту и по ингибирующему
действию сравнима с обработкой метанолом, но значительно дешевле. Ре-
зультаты работы апробированы на ряде скважин НГДУ имени Нариманова
(Азербайджанская Республика).
Попутно заметим, что в целях борьбы с солеотложениями в трубо-
проводах магнитная обработка нефтегазоводяной смеси была предложена
еще в 1963 г. в АзНИПИнефти. В настоящее время разработаны намагни-
чивающие устройства (создающие постоянное магнитное поле) конструк-
ций АзНИШнефти, УкрНИИгаза, ПечорНИПИнефти, тогда как в Ивано-
Франковском институте нефти и газа разработаны устройства, которые
позволяют омагничивать продукцию скважины как на поверхности, так и
на забое скважин. Совершенствование этих устройств идет в направлении
увеличения времени пребывания газожидкостной смеси в магнитном поле
(так называемые "шнековые" омагничивающие устройства). При дальней-
шем развитии данной тематики имеет смысл обратить внимание на воз-
можность использования в качестве постоянных магнитов циркониевых
сплавов.
287
Одно время магнитный способ борьбы с соле- и гидратообразованием
внедрялся на Украине. Для определения возможности использования маг-
нитного поля при борьбе с гидратами природных газов было смонтирова-
но поверхностное омагничивающее устройство на газопроводе, связываю-
щем одну из скважин Ефремовского ГКМ с пунктом сбора газа. Этот га-
зопровод работал в гидратном режиме в холодное время года с подачей
метанола. Скважина проработала неделю после начала испытания омагни-
чивающего устройства и прекращения подачи метанола, после чего была
остановлена из-за образовавшихся в шлейфе гидратов, тогда как без омаг-
ничивающего устройства (в отсутствие подачи метанола) забивание шлейфа
гидратами происходит за один-два дня.
Таким образом, промысловые испытания свидетельствуют о некото-
ром положительном эффекте влияния магнитного поля на предотвращение
гидратных отложений. Разумеется, необходимы более детальные лабора-
торные и промысловые исследования.
Предупреждение техногенного гидратообразования
в продуктивном пласте
Поскольку в данной монографии специально не рассматриваются вопросы
разработки залежей природных углеводородов при наличии газогидратов в
пласте, то ограничимся несколькими замечаниями. Наиболее перспектив-
ными для разработки на суше представляются так называемые газ-
газогидратные залежи, анализ возможности разработки которых ранее
широко обсуждался в отечественной литературе. В частности, показана
реальность рентабельной разработки подобных залежей на истощение при
существующем уровне развития технологии нефтегазодобычи. Детально
проанализировано влияние возможного процесса разложения гидратов на
показатели разработки Мессояхского месторождения. Рассмотрены мето-
ды разработки таких залежей и предложены соответствующие математиче-
ские модели при разработке газ-газогидратных залежей на истощение.
Предпринимались также первые попытки изучения свойств гидратонасы-
щенных пористых сред.
Однако эти работы перспективного направления все еще далеки от
реального практического применения. Одна из причин — отсутствие в на-
стоящее время объекта, который можно было бы рассматривать как поли-
гон для отработки технологических аспектов разработки газ-газогид-
ратных залежей. Предположительно такими объектами могут оказаться
Пелядкинское и Гыданское газовые месторождения, перспективен и ряд
других сеноманских и надсеноманских залежей Западной Сибири. В насто-
ящее время в связи с резкой активизацией исследований природных газо-
вых гидратов как нетрадиционного источника углеводородного сырья XXI
века появляется необходимость в создании такого полигона в рамках ши-
рокого международного сотрудничества с целью отработки перспективных
технологий добычи газа из газогидратных залежей.
Пластовые термобарическйе условия некоторых северных месторож-
дений близки к равновесным условиям гидратообразования. Поэтому даже
незначительное нарушение термобарического режима призабойной зоны
таких месторождений может привести к тампонированию ее гидратами. В
литературе отмечалось, что закупорка продуктивного пласта гидратами —
одна из возможных причин отсутствия притока газа или его незначитель-
288
ности. Такое явление было весьма характерно для ряда разведочных сква-
жин Средне-Ботуобинского ГКМ, а также для эксплуатационных скважин
Мессояхского месторождения (верхняя часть продуктивного разреза кото-
рого рассматривалась в литературе как газ-газогидратная залежь).
Тампонированию гидратами призабойной зоны пласта при бурении
способствует применение промывочных жидкостей, температура которых
ниже пластовой, а также использование буровых растворов на пресной
основе без каких-либо антигидратных добавок (так как естественная ми-
нерализация пластовых вод понижает равновесную температуру гидратооб-
разования иногда на 5—12 °C). В то же время применение утяжеленных
буровых растворов (что создает избыточное давление в призабойной зоне)
теоретически способствует образованию гидратов, однако влияние этого
фактора практически незначительно. Здесь более существенным оказыва-
ется проникновение фильтрата бурового раствора в пласт. Как показали
лабораторные эксперименты В.А. Ненахова [105], наличие (или образова-
ние) гидратов в призабойной зоне не препятствует проникновению фильт-
рата в пласт, а глубина этого проникновения может доходить до 1 м. Более
того, в фильтрационной системе гидратонасыщенная порода — водная
фаза отмечено наличие так называемого начального градиента. Это затруд-
няет извлечение фильтрата бурового раствора из призабойной зоны при
освоении скважины.
Таким образом, промывочные жидкости, применяемые при бурении
пластов с газогидратным или близким к нему термобарическим режимом,
должны либо способствовать разложению гидратов в призабойной зоне,
либо не проникать глубоко в пласт. В качестве добавок, препятствующих
проникновению фильтрата в пласт, можно рекомендовать водораствори-
мые ПАВ, гидрофобизирующие поверхности силикатов и алюмосиликатов
(например, дисольдиамин, оптимальная концентрация которого в глинис-
том растворе составляет - 0,5 %). А для достижения антигидратных свойств
бурового раствора можно рекомендовать добавки метанола (по данным
В.П. Царева с соавторами [176, 177] качество бурового раствора заметно не
ухудшается при содержании в нем метанола до 20 мае.%).
При перфорации газовой скважины и ее освоении в низкотемпера-
турных пластах также целесообразно использовать метанол. Рекомендуется
следующий порядок проведения этих работ. После цементирования и спус-
ка НКТ производится замена продавочной жидкости на метанол. Далее
скважина перфорируется и в течение нескольких дней оставляется под
давлением столба метанола. После выдержки метанола в перфорированной
скважине (и понижения его уровня) давление резко сбрасывается выпуском
газа в атмосферу. При этом допустимы высокие депрессии на призабой-
ную зону для очистки ее от шлама и глинистого раствора, так как в тече-
ние нескольких дней скважина способна работать практически без отло-
жения гидратов в призабойной зоне и при высоких депрессиях.
Как уже отмечалось, эксплуатация крупных газовых месторождений
Крайнего Севера (Тюменская область, Красноярский край и Республика
Саха— Якутия) происходит в условиях довольно низких температур газона-
сыщенного пласта, в ряде случаев незначительно превышающих равновес-
ную температуру гидратообразования. Поэтому не только при бурении и
освоении, но и при эксплуатации скважин (и что более вероятно — при
газодинамических исследованиях [110]) возможны термобарические усло-
вия для гидратообразования в призабойной зоне. Следовательно, возникает
289
10 — 830
необходимость в инженерных расчетах технологических параметров рабо-
ты скважины при безгидратном режиме работы призабойной зоны. Оцен-
ки максимально возможной депрессиии на пласт (или максимального деби-
та скважины), обеспечивающей безгидратный режим пласта, представлены
в работах [178, 179]. Здесь были получены аналитические зависимости для
предельно допустимой депрессии на пласт, отвечающей безгидратно.му ре-
жиму призабойной зоны. Далее, зная параметры пласта, с использованием
двучленного уравнения притока газа к скважине нетрудно определить пре-
дельно допустимый дебит. Примеры соответствующих расчетов представ-
лены в [178], см. также работы [31, 179], где проведено некоторое уточне-
ние методики расчета.
Таким образом, при больших депрессиях (и соответственно дебитах)
становится термодинамически возможным процесс гидратообразования в
призабойной зоне. Однако с точки зрения разработки месторождения
поддержание безгидратного режима пласта не всегда рентабельно, так как
дебиты скважин могут оказаться слишком малыми. Поэтому представляет
интерес расчетный анализ процесса гидратообразования в призабойной
зоне с последующей разработкой методов борьбы с ним.
Впервые задача о накоплении гидратов в призабойной зоне пласта по-
ставлена и решена Г.А. Зотовым в 1970 г. при использовании некоторой
аналогии с известной задачей накопления конденсата в призабойной зоне.
В дальнейшем предложенный подход совершенствовался в работах [180 —
184]. При этом были выделены следующие аспекты: определение радиуса
возможного гидратообразования в призабойной зоне скважин [182—184];
решение задачи неизотермической фильтрации газа в призабойной зоне с
учетом отложения гидратов в пористой среде [180—183, 185, 186]. При ре-
шении этих задач делались естественные, но весьма трудноконтролируемые
допущения о квазиравновесном характере процесса гидратообразования
при фильтрации газа, о гидратообразовании только из конденсационной
воды и об отложении всех образовавшихся гидратов в поровом простран-
стве призабойной зоны. Кроме того, обычно не вполне корректно задава-
лось равновесное влагосодержание газа над гидратами. Некоторые другие
дискуссионные моменты постановки задачи о гидратонакоплении в приза-
бойной зоне рассматриваются в обзорной работе [187].
Оценочные расчеты [181 — 183] показывают, что возможное накопле-
ние гидратов в призабойной зоне для реальных условий происходит весьма
медленно (из-за небольшой величины температурной депрессии). На осно-
вании этих расчетов можно сделать вывод, что непродолжительный период
пребывания призабойной зоны в гидратном режиме практически не ока-
зывает существенного влияния на результаты газодинамических исследова-
ний скважины (тогда как образование гидратов в стволе скважины влияет
на качество подобных промысловых исследований). Несколько менее оп-
тимистическая точка зрения, однако, изложена в [ИО]. Значительное на-
копление гидратов в призабойной зоне фактически может произойти лишь
за несколько месяцев эксплуатации скважины, причем основное количест-
во гидратов образуется в очень узкой части призабойной зоны (всего 10 —
30 см). Эти выводы из оценочных расчетов важны в практическом отно-
шении и до некоторой степени являются теоретическим обоснованием
возможности эксплуатации скважин со значительными дебитами при об-
работке призабойной зоны ингибиторами гидратов или воздействии на нее
тепловыми (забойные нагреватели, СВЧ-источники) и акустическими мето-
290
дами. Детальный анализ борьбы с гидратообразованием в призабойной
зоне (и стволе скважины) с использованием забойных нагревателей дан
еще в 1966 г. Б.В. Дегтяревым и А.С. Беликовским и в последующих рабо-
тах [81]. Были рассмотрены различные типы нагревателей (электрические,
дроссельные, огневые) с точки зрения возможности их практического
применения. Далее в работах Э.А. Бондарева с сотрудниками [185, 186,
188], а затем В.А. Ненахова и М.Б. Панфилова проанализирована задача
неизотермической фильтрации газа с греющим элементом на забое и уче-
том частичного выноса теплоты из призабойной зоны потоком газа. Из
результатов проделанных оценочных расчетов можно сделать вывод об
эффективности забойных нагревателей для эксплуатации скважин, вскры-
вающих пласты с термобарическим режимом, близким к гидратному (и
даже для газ-газогидратных залежей). Еще более эффективным представля-
ется использование СВЧ-источников, так как они могут обеспечить про-
грев более широкой зоны [173, 174]. В промысловой практике теплоисточ-
ники на забоях скважин применения пока что не нашли. Реально исполь-
зовался лишь метод обработки призабойной зоны ингибиторами гидрато-
образования (закачка метанола или же раствора СаС12 с добавками мета-
нола). В настоящее время этот метод применяется на месторождениях ПО
Норильскгазпром. Следует отметить определенное отрицательное влияние
метанольных обработок на призабойную зону: происходит постепенное
разрушение цементного кольца и изменение механических свойств пород
с последующим выносом песка на забой скважины; возможно подтягива-
ние ГВК и преждевременное обводнение скважин; происходит выпадение
солей при смешивании метанола с пластовой минерализованной водой.
В 70-е годы метод закачки ингибитора в пласт активно применялся на
Мессояхском газовом промысле, а накопленный промысловый опыт
обобщен в [189, 190]. Результаты промысловых опытов показали, что для
дебитов - 200 тыс. м3/сут при закачке в пласт нескольких тонн ингибитора
безгидратный период эксплуатации скважины может составить один-два
месяца. При этом была разработана простая балансная методика периода
безгидратной эксплуатации ингибитора при его закачке в пласт [190].
Процесс гидратообразования возможен и в нефтяном пласте, напри-
мер, при закачке воды в продуктивные горизонты в целях поддержания
пластового давления при интенсификации разработки нефтяных место-
рождений [191]. В реальных условиях месторождений Западной Сибири
начальная температура закачиваемой воды в среднем составляла 8—10 °C,
так как использовались открытые (поверхностные) источники водоснаб-
жения. Поэтому при закачке больших объемов воды температура пласта
значительно понижается, что и приводит к возможности парафино- и гид-
ратообразования. Так, из нефти пласта БВа Самотлорского месторождения
и дистиллированной воды гидраты образуются при давлении закачки
-15 МПа, начиная с температуры 10 °C и ниже.
Для повышения нефтеотдачи как одно из перспективных направлений
практикуется также закачка в пласт в качестве вытесняющего агента газо-
водяной смеси. Очевидно, что при смешении газа с водой при дальнейшем
повышении давления (в нисходящем потоке в стволе скважины) возможно
образование газоводогидратной пульпы. Расчеты фазовых соотношений в
газоводогидратных смесях при закачке газоводяных смесей в скважины
проводились в СибНИИНП. Цель этой работы — разработка термббариче-
ских режимов закачки таких смесей, чтобы предотвратить образование
291
10-
гидратных пробок в призабойной зоне пласта и обеспечить проникнове-
ние закачиваемого агента в пласт. В частности, с технологической точки
зрения рассматривалась возможность подогрева закачиваемого агента.
Предупреждение гидратообразования в скважинах,
системах сбора и промысловой подготовки газа
Рассмотрим вначале особенности предупреждения гидратов в стволе сква-
жины. Образование гидратов в стволе наблюдается как в газовых, так и в
нефтяных скважинах. Это явление характерно при освоении и исследова-
нии скважин, а также остановках по технологическим причинам и в пери-
од пуска. Наиболее часто гидратообразование имеет место при освоении и
исследовании газовых скважин на северных месторождениях. Последнее
связано с низкими температурами на устье скважин из-за сравнительно
медленного прогрева ствола скважины (имеет место повышенная теплоот-
дача в околоскважинное пространство при наличии зоны ММП) и варьи-
рования дебитов в широком диапазоне.
Следует отметить, что процесс отложения гидратов идет достаточно
быстро и сплошная пробка может образоваться уже за 5—10 ч. Особенно
быстро образуются гидратные отложения при газодинамических исследо-
ваниях скважин на приток по затрубному кольцевому пространству
(иногда достаточно одного-двух часов для получения сплошной пробки).
При эксплуатации газовых скважин процесс гидратообразования ха-
рактерен главным образом для месторождений производственных объеди-
нений Норильскгазпром и Якутгазпром. В ходе анализа промыслового
опыта (по Северо-Соленинскому месторождению) выявлен один интерес-
ный и важный момент. Газовые скважины стабильно работают продолжи-
тельное время, даже если верхняя часть лифтовых труб (до глубин 200 —
250 м) оказывается по термобарическим условиям в гидратном режиме.
По-видимому, это связано с тем, что для образования гидратов требуется
некоторое переохлаждение (на 1—2 °C) газового потока.
В нефтяных скважинах также реализуются процессы гидратообразо-
вания, главным образом на фоне парафинообразования [163, 192, 193]. Эти
осложнения ранее были известны лишь на некоторых нефтяных промыс-
лах Республики Коми. В настоящее время парафиногидратообразование
характерно для большинства нефтяных и нефтегазовых месторождений
севера Тюменской области. Более того, интенсивное гидратообразование в
эксплуатационных скважинах имеет место и на сероводородсодержащих
нефтяных месторождениях Прикаспийской впадины. Наиболее часто гид-
ратный режим наблюдается для малодебитных скважин и для скважин с
большим газовым фактором. Интересно влияние состава пластовой нефти
на интервалы возможного гидратообразования. Так, на месторождениях
севера Тюменской области зона возможного гидратообразования обычно
находится внутри зоны парафиноотложения (например, на нефтяных
скважинах Уренгойского ГКМ парафинообразование возможно с глубины
800 м, а гидратообразование — с 200 м), тогда как на сероводоррдсодер-
жащем месторождении Жанажол наблюдается обратная картина: гидрато-
образование возможно с глубины 900 м, а парафинообразование — с
500 м.
Отметим особенности процесса образования и отложения гидратов в
стволах нефтяных скважин по сравнению с газовыми. Нефтяная скважина
292
в отличие от газовой может стабильно работать в гидратном режиме дли-
тельное время, так как наличие нефти в газожидкостном потоке резко
снижает адгезию гидратов к стенке трубы и образовавшиеся гидраты вы-
носятся газонефтяным потоком. Однако вероятность гидратоотложения
значительно повышается при резкой смене технологического режима
(особенно при остановке скважины и пуске ее в работу). Начавшееся пар-
финоотложение часто инициирует и ускоряет процесс отложения гидратов
с образованием в итоге сложных по структуре и составу пробок. Допол-
нительные особенности возникают для газлифтных скважин, связанные с
резким дросселированием газа через пусковые отверстия в муфтах НКТ,
использованием недостаточно осушенного газа и другими технологически-
ми факторами.
Для предупреждения гидратов в стволах скважин используют традици-
онные методы: поддержание безгидратных режимов, предупреждение от-
ложений гидратов и подача ингибитора на забой скважины.
1. Поддержание безгидратных режимов работы (и простоя) скважины.
Это достигается подбором соответствующих рабочих дебитов скважи-
ны, обеспечивающих температуру на устье выше равновесной температуры
гидратообразования. Такое традиционное техническое решение оказывает-
ся согласованным с требованиями условий разработки сеноманских зале-
жей крупнейших месторождений — Уренгойского, Ямбургского, Медвежь-
его и в перспективе — Бованенковского. Повысить температуру газа на
устье скважины можно частичным дросселированием газа на забое сква-
жины, использованием теплоизолированных обсадных или лифтовых труб,
применением активных тепловых методов (забойных нагревателей, грею-
щего кабеля, подогрева газа для газлифтных скважин). Для технологически
обоснованного использования методов поддержания безгидратного режима
необходим детальный анализ тепловых процессов в скважинах.
2. Создание условий для предупреждения отложений гидратов на стен-
ке скважины.
В 60-е годы Т.А. Сайфеевым и другими отечественными исследовате-
лями предложен метод создания временного адсорбционного слоя на стен-
ках скважины, например, из асфальто-смолистых веществ нефти. Метод
полностью не гарантирует предупреждение отложений гидратов в трубах,
о чем наиболее ярко свидетельствует возможность образования гидратов в
нефтяных скважинах. Однако он с успехом может быть применим для
кратковременного предупреждения гидратоотложения при освоении и ис-
следовании газовых скважин. Эти вопросы подробно изложены в гл. 5, где
описаны современные подходы к данной проблеме.
3. Подача ингибитора на забой скважины.
Здесь можно выделить два основных варианта — непрерывную подачу
и периодическую. Какой-либо специфики в нормировании расхода реаген-
та при непрерывной подаче ингибитора на забой скважины не имеется,
если реализуется вынос жидкой фазы на устье скважины. В то же время
требуется более детальная разработка моделей, описывающих процесс
предупреждения гидратообразования при. периодической закачке ингиби-
тора на забой (или в пласт). По существу, имеется достаточно развитая ма-
тематическая модель процесса (А.Г. Малышев, 1979 г.) только для частного
случая отсутствия выноса конденсирующейся в стволе жидкости. В случае
же достаточно больших скоростей газа в стволе, отвечающих выносу жид-
кости из скважины, при разработке соответствующих моделей необходи-
293
мо знать динамику выноса жидкости из призабойной зоны и динамику
разбавления раствора ингибитора в этой зоне. Опытным же путем уста-
новлено, что при проведении исследований скважин (несколько суток) до-
статочно закачать несколько сот килограммов ингибитора, тогда как при
периодической (несколько месяцев) эксплуатации газовых скважин с про-
мышленными дебитами необходимо закачивать в пласт несколько тонн
реагента.
Для иллюстрации приведем (табл. 6.3 и 6.4) результаты прогнозных
расчетов расхода метанола, подаваемого на забой скважины, в случае не-
обходимости ингибирования стволов сеноманских скважин Ямбургского
месторождения (при реализации низких температур на устье отдельных
скважин). При этом использовалась методика расчета, подробно изложен-
ная в разделе 6.1. Отметим характерную особенность: резкий рост расхода
метанола при снижении температуры газа на устье, что обусловлено высо-
кой растворимостью метанола в сжатом природном газе.
Перейдем к рассмотрению предупреждения гидратообразования в сис-
темах промыслового сбора углеводородного сырья. Вследствие охлаждения
газожидкостного потока гидратообразование как технологическое ослож-
нение оказывается значительно более распространенным в системах сбора,
чем в стволах скважин, и наблюдается не только на северных, но и на
южных месторождениях, особенно в холодное время года.
Внутрипромысловый транспорт газа от скважин до установок осушки
осуществляется как по индивидуальному, так и по общему для нескольких
скважин шлейфу (коллектору). Шлейфы обычно эксплуатируются в режи-
ме, когда падение давления в них составляет 3 — 8 % от исходного, поэтому
при термодинамическом анализе работы шлейфа с точки зрения возмож-
ности гидратообразования основное внимание следует уделять температуре.
Температура в конце шлейфа зависит не только от начальной температуры
газа, но и от длины шлейфа, способа его прокладки и степени теплоизоля-
ции, времени года и имеет во многих случаях ярко выраженный сезонный
Таблица 6.3
Таблица 6.4
Удельный расход метанола
для ингибирования стволов
скважин Ямбургского месторождения
(сеноманская залежь).
Давление на устье скважины - 5,9 МПа
(1997-1998 гт.)
Удельный расход метанола
для ингибирования стволов
скважин Ямбургского месторождения
(сеноманская залежь).
Давление на устье скважины ~ 5 МПа
(- 2000-2001 гг.)
Температу- ра на устье скважины, °C Удельный расход метанола, г/1000 м3
Без выно- са пласто- вой воды (вода толь ко кон- денсаци- онная) При вы- носе плас- товой воды 0,5 кг/ 1000 м3 При вы- носе плас- товой воды 1 кг/ 1000 м3
8 18 21 23
7 94 109 124
6 164 191 218
5 227 266 306
4 284 337 390
3 336 403 469
2 384 464 545
1 428 522 617
0 468 577 686
Температу- ра на устье скважины, °C Удельный расход метанола, г/1000 м3
Без выно- са пласто- вой воды (вода толь ко кон- денсаци- онная) При вы- носе плас- товой воды 0,5 кг/ 1000 м3 При вы- носе плас- товой воды 1 кг/ 1000 м3
7 Не тре- Не тре- Не тре-
буется буется буется
6 45 52 59
5 ' 117 136 155
4 182 214 245
3 241 286 330
2 295 353 411
1 • 345 416 488
0 391 476 561
294
характер. Анализ температурных режимов шлейфов представлен в рабо-
тах [27, 194—197].'Температуры на устье работающих скважин сеноман-
ских залежей северных месторождений Тюменской области составляют:
17 — 21 °C для Уренгойского, 20 — 22 °C для Медвежьего, 8—16 °C для Ям-
бургского месторождений. Они варьируются в зависимости от пластовой
температуры (которая несколько понижается от Медвежьего к Ямбургско-
му месторождению) и технологических рабочих дебитов скважин. Темпе-
ратура газа, поступающего на УКПГ, колеблется в широких пределах, на-
пример, для Уренгойского месторождения от 5 до 19 °C при давлении 3,5 —
7 МПа (тогда как для сравнения температура гидратообразования газа се-
номанской залежи при указанном давлении составляет 3 — 8 °C). Вследствие
этого в зимнее время большое число шлейфов УКПГ сеноманских залежей
Уренгойского ГКМ работает в гидратном режиме, а безгидратный режим
имеет место для части шлейфов и коллекторов в теплое время года (ле-
то — осень). Что касается шлейфов валанжинских залежей Уренгойского
ГКМ, то в начальный период их эксплуатации только небольшая часть
шлейфов работала в гидратном режиме (из-за значительно более высокой
температуры газа на устье скважин). Однако в последние годы количество
валанжинских "гидратных" шлейфов стало резко возрастать, что связано
со специфическими особенностями функционирования единой системы
пласт — кусты скважин — шлейфы — УКПГ при дополнительном нега-
тивном факторе: запаздывании ввода ДКС перед УКПГ. Таким образом,
сеноманские и валанжинские системы сбора газа в процессе эксплуатации
ведут себя по-разному в отношении гидратоопасных термобарических ре-
жимов.
Наиболее распространенным методом предупреждения гидратов в сис-
темах сбора был и остается ввод ингибитора гидратообразования. Типич-
ные результаты расчетов расхода метанола представлены на рис. 6.19 — 6.21
как с учетом выноса скважиной пластовой воды, так и с учетом только
конденсационной влаги. Наглядно видна допустимость использования не
только концентрированного метанола, но и его водных растворов (не ниже
60 — 65 мас.%). Это позволяет в некоторых случаях рекомендовать [27]
применять отработанный метанол из низкотемпературных сепараторов
Рис. 6.19. Расход метанола на преду-
преждение гидратообразования в
шлейфах сеноманских скважин Урен-
гойского ГКМ (концентрация подавае-
мого метанола — 95 мас.%, выноса
пластовой воды нет)
Рис. 6.20. Расход метанола на преду-
преждение гидратообразования в
шлейфах сеноманских скважин Урен-
гойского ГКМ (концентрация подавае-
мого метанола — 95 мас.%, вынос плас-
товой воды — 0,3 кг/1000 м3)
295
Рис. 6.21. Расход метанола на преду-
преждение гидратообразования в шлей-
фах сеноманских скважин Уренгойско-
го ГКМ (концентрация подаваемого ме-
танола — 75 мае.%, выноса пластовой
воды нет)
установок НТС. Приведенные на рис. 6.19 — 6.21 зависимости расчетного
расхода метанола от температуры и давления в конце шлейфа имеют мо-
нотонный характер, т.е. расход увеличивается с ростом давления и умень-
шением температуры. Видно, что для характерных термобарических ре-
жимов шлейфов на северных месторождениях теоретический расход мета-
нола может изменяться в довольно широких пределах (от 0 до - 300
г/1000 м3 газа).
Сделаем здесь одно замечание относительно выбора запаса по расходу
метанола. Опыт эксплуатации шлейфов сеноманских залежей Уренгойско-
го месторождения свидетельствует о необходимости - 20 %-ного запаса по
расходу, связанного с обеспечением надежности безгидратного режима ра-
боты системы сбора. Необходимость некоторого запаса возникает также
из-за смешения потоков газа с различной температурой разных шлейфов в
коллекторе перед УКПГ (в пункте, здании переключающей арматуры). Рас-
четы показывают, что в случае использования теоретических норм расхода
метанола для предупреждения гидратообразования в шлейфах смешение
безгидратных потоков газа с сильно различающимися температурами (т.е.
смешение газа из холодного и теплого шлейфов) приводит к возможности
появления гидратов в коллекторе. Таким образом, может возникнуть необ-
ходимость ввода некоторого дополнительного количества метанола непо-
средственно в коллектор. Анализ конкретных ситуаций показывает, что
при создании запаса в 20 — 25 % по расходу метанола при ингибировании
шлейфов опасность появления гидратов в коллекторе из-за этого нелиней-
ного эффекта практически устраняется.
При пуске шлейфа в эксплуатацию после длительной остановки необ-
ходимо иметь в виду, что некоторый период времени происходит прогрев
шлейфа. Поэтому в пусковой период требуются повышенные расходы ин-
гибитора гидратообразования. В инструкции ТюменНИИГипрогаза [194]
представлены графические данные по времени выхода шлейфов на безгид-
ратный режим в зависимости от их длины, диаметра, расхода газа и при-
ведены рекомендации по расходу газа, который целесообразно поддержи-
вать в шлейфе в целях скорейшего его прогрева. Отмечено, что для длин-
ных шлейфов (7—9 км) в пусковой период необходимо держать макси-
мальный расход газа, тогда как для шлейфов длиной 3 — 4 км расход газа
уже может быть снижен.
Рассмотрим подробнее некоторые особенности функционирования
современных систем сбора газа северных месторождений на примере се-
номанской залежи Ямбургского месторождения.
2ОД
Для сбора газа на сеноманских УКПГ Ямбургского месторождения со-
гласно проекту обустройства принята коллекторно-кустовая схема. Сква-
жины куста работают в единый газопровод-шлейф диаметром 530 мм, при
этом имеются как короткие (1—2 км), так и очень длинные шлейфы (до
12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами
толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюми-
ния АД-1. Параллельно газосборному, шлейфу проложен метанолопровод
диаметром 57 мм. В начальный период разработки сеноманской залежи
давление газа составляло 9,4 —9,8 МПа при температуре 10—16 °C на устье
скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования сеноман-
ского газа при этих давлениях составляет 12 — 13 °C. Следовательно, часть
шлейфов (главным образом, длинные) работала в режиме гидратообразова-
ния [31, 196].
Проведенное еще в 1988 — 1989 гг. сотрудниками ИПОСа СО АН РАН,
ВНИИГаза и Ямбурггаздобычи обследование термобарических режимов
шлейфов УКПГ-2 Ямбургского месторождения подтвердило достаточно вы-
сокую эффективность проектного решения — теплоизоляции шлейфов:
при температурах до — 20 “С падение температуры составило в среднем
- 0,5 °С/км и определялось не только (а иногда — и не столько) теплоотда-
чей в окружающую среду, но и снижением температуры За счет падения
давления, т.е. дроссель-эффектом.
Значения фактических коэффициентов теплопередачи, полученных по
промысловым замерам, колебались в широком диапазоне — от 0,3 до 3 —
4 ккал/(м ч • град) (при расчетном проектном значении для новой сухой и
неповрежденной теплоизоляции - 1 ккал/(м • ч • град)). Это объясняется
главным образом сравнительно низкой точностью температурных измере-
ний (особенно ненадежным представляется измерение температуры в нача-
ле шлейфа в зимнее время года), а также небольшим перепадом темпера-
тур между началом и концом шлейфа. При более точных температурных
измерениях, по-видимому, следует ожидать, что экспериментальный коэф-
фициент теплопередачи для шлейфов Ямбургского месторождения будет не
очень сильно подвержен влиянию сезонного колебания из-за того, что все
шлейфы теплоизолированы с наземной прокладкой. Для сравнения отме-
тим, что на месторождении Медвежье имеются нетеплоизолированные
шлейфы, уложенные подземным способом. При этом осредненный коэф-
фициент теплопередачи таких шлейфов на месторождении Медвежье, по
данным ТюменНИИГипрогаза, испытывает весьма сильные колебания в
течение года (в три-четыре раза). Особо отметим, что максимальных зна-
чений коэффициент теплопередачи достигает в период активного таяния
снегов и появления талых вод (май, июнь), а также с наступлением дождли-
вого периода и резкого снижения среднесуточной температуры (сентябрь,
октябрь, ноябрь), что связано с появлением открытых ("оголенных") уча-
стков шлейфа и насыщением влагой грунта, окружающего шлейф. Анало-
гичная ситуация имеет место, по нашим данным, и для сеноманских шлей-
фов Уренгойского месторождения. В то же время наземная прокладка
шлейфов в теплоизоляции позволяет в значительной степени избежать это-
го негативного явления, но вместе с тем все-таки приводит к заметному
охлаждению газа в шлейфах при сильных морозах ( — 35 °C и ниже, см.
далее).
В табл. 6.5 представлены расчеты перепада температуры по шлейфам
Ямбургского месторождения для трех характерных длин шлейфов (2, 5 и
297
Таблица 6.5
Расчетное изменение температуры газа
вдоль шлейфов (ДТ) Ямбургского месторождения
(1997-1998 гт.)
Длина шлейфа, км ДТ для расходов газа в шлейфе, млн. м3/сут
2,85 4,28 5,71
Температура окружающей среды —5 *С
2 1 0.8 0.8
5 2,4 2 2
10 4,5 3,8 3,9
Температура окружающей среды —10 *С
2 1.2 0,9 0,9
5 2,9 2.3 2,3
10 5.5 4,5 4.5
Температура окружающей среды —20 “С
2 1,7 1,2 1,1
5 4 4,1 2,8
10 7,6 6 5,6
Температура окружающей, среды —50 °C
2 3 2,2 1,8
5 7,3 5,4 4,5
10 13,9 10,3 8.9
10 км) и трех расходов газа по шлейфам, моделирующим соответственно
работу 4 (с суммарным дебитом 2,85 млн. м3/сут), 6 (с дебитом 4,28 млн.
м3/сут) и 8 (5,71 млн. м3/сут) скважин одного куста в шлейф. В расчетах
принята средняя проектная производительность сеноманских скважин, что
на практике не всегда реализуется. Весьма существенно отметить, что при
заданных расходах газа в шлейфах имеет место дисперсно-кольцевой ре-
жим течения газожидкостного потока и обеспечивается непрерывный вы-
нос жидкой фазы (воды либо водного раствора метанола) из шлейфа. Из
рассмотрения табл 6.6 видно, что при температуре окружающей среды
(воздуха) до — 20 °C и работе шести и более скважин в один шлейф темп
падения температуры не превышает 0,5 —0,6 град/км. Однако при умень-
шении производительности шлейфов и при низких температурах воздуха
(ниже (— ЗО)-5-( — 35) °C) температура газа в конце шлейфа может быть на
10— 14 °C ниже температур газа на устьях скважин. Следовательно, гидрат-
ный режим работы шлейфов Ямбургского месторождения реализуется в
настоящее время (при температурах газа на устьях 12—14 °C и давлениях
5 — 6 МПа) главным образом для длинных шлейфов и при температуре воз-
духа ниже — 20 °C.
Накопленный опыт работы газосборной сети Ямбургского месторож-
дения однозначно показывает как целесообразность, так и эффективность
теплоизоляции шлейфов при наземной их прокладке применительно к ус-
ловиям именно этого месторождения — одно такое техническое решение
позволило резко сократить требуемый расход ингибитора гидратообразо-
вания — метанола (за счет сохранения температуры газа в конце шлейфа,
достаточно близкой к температуре газа на устьях скважин). По крайней
мере последнее утверждение справедливо для шлейфов длиной до 5 — 6 км
(при проектной толщине теплоизоляции).
Детальный анализ опыта работы внутрипромысловых систем сбора
298
Ямбургского месторождения оказывается полезным при дальнейшем про-
ектировании систем сбора газа группы месторождений п-ова Ямал. В част-
ности, опыт Ямбурга с наземной прокладкой теплоизолированных газо-
проводов достаточно наглядно свидетельствует уже о нецелесообразности
без серьезных модификаций подобного технического решения (т.е. тепло-
изоляции и наземной прокладки) применительно к длинным (более 10 км)
и сверхдлинным (более 15 — 20 км) шлейфам. Такое техническое решение с
целью сокращения капитальных затрат активно обсуждалось применитель-
но к Бованенковскому месторождению. При имеющемся уровне теплоизо-
ляции наземных трубопроводов для длинных (и тем более — для сверх-
длинных) шлейфов, по существу, не удается в зимнее время года уйти от
гидратного режима, и, следовательно, возникает необходимость в поиске
новых, более эффективных подходов к проектированию систем сбора ме-
сторождений Ямала, в частности и к предупреждению гидратообразования
(тем более, что сейчас появились реальные возможности для переосмысле-
ния уж.е разработанных подходов в связи с переносом сроков освоения
месторождений Ямала). Таким образом, мы не рекомендуем проектирова-
ние систем сбора с длинными и сверхдлинными шлейфами кустов сква-
жин.
В табл. 6.6 и 6.7 представлены расчетные (прогнозные) расходы мета-
нола для ингибирования теплоизолированных шлейфов кустов скважин
при различных температурах в конце шлейфа и двух давлениях: 5,3 и
4,4 МПа. При этом использована в основном (но с некоторыми дополне-
ниями) методика расчета расхода метанола, разработанная во ВНИИГазе и
детально изложенная в разделе 6.1. Пластовая температура с небольшим
Таблица 6.6
Удельный расход метанола
для ингибирования шлейфов
Ямбургского месторождения
(сеноманская залежь) (давление
в конце шлейфа - 5,3 МПа (1997-1998 гг.),
пластовое давление 7 МПа,
пластовая температура 30 °C)
Таблица 6.7
Удельный расход метанола
для ингибирования шлейфов
Ямбургского месторождения
(сеноманская залежь)
(давление в конце шлейфа
- 4,4 МПа (-2000-2001 гг.),
пластовое давление —6.1 МПа)
Темпе- ратура в конце шлейфа, “С Удельный расход метанола, г/1000 м3
Без вы- носа плас- товой воды При вы- носе плас- товой воды 0,5 кг/ 1000 м3 При вы- носе плас- товой воды 1 кг/ 1000 м3
7 13 15 17
6,5 51 59 67
6 87 101 115
5,5 121 141 161
5 154 180 207
4,5 185 218 251
4 215 254 293
3.5 244 289 335
3 271 323 375
2,5 297 355 414
2 321 387 453
1,5 345 417 490
1 368 447 526
0,5 389 476 562
0 410 503 5Э7
Темпе- ратура в конце шлейфа, ‘С Удельный расход метанола, г/1000 м3
Без вы- носа плас- товой воды При вы- носе плас- товой'’ воды 0,5 кг/ 1000 м3 . При вы- носе плас- товой воды 1 кг/ 1000 м3
5 24 28 32
4,5 61 71 80
4 96 111 127
3,5 129 151 173
3 160 189 217
2,5 190 225 260
2 219 260 301
1,5 246 294 342
1 273 327 381
0,5 298 359 420
0 322 390 457
299
запасом принята равной 30 °C (варьирование этой температуры в пределах
нескольких градусов слегка меняет равновесную влажность газа в пласто-
вых условиях, что несущественно влияет на расход метанола).
Анализируя расчетные данные, стоит отметить два существенных мо-
мента:
• имеет место резкий рост удельного расхода метанола даже при не-
значительном "попадании" шлейфа в гидратный термобарический режим,
что объясняется высокой растворимостью метанола в газовой фазе
(фактически для типичных гидратных шлейфов требуемый расход метано-
ла составит 100 — 200 г/1000 м3);
• не очень большое увеличение расхода метанола вызывает появле-
ние пластовой воды в продукции газовых скважин (в количестве до
0,5 кг/1000 м3 газа).
Из анализа расчетных данных наглядно видно, что применение мета-
нола для ингибирования систем внутрипромыслового сбора газа для север-
ных месторождений не является полностью оптимальным техническим ре-
шением, хотя сейчас еще и неизбежным (в силу ряда несомненных досто-
инств метанола как ингибитора именно в северных условиях).
Следует также отметить, что при появлении в процессе эксплуатации
месторождения так называемых "слабых" шлейфов, т.е. шлейфов, в кото-
рых не обеспечивается вынос жидкой водной или водно-метанольной фазы
(и при пробковом режиме течения газожидкостной смеси), проблема борь-
бы с гидратообразованием резко обостряется:
я требуются существенно большие удельные расходы метанола в связи
с более низкими температурами газа в конце шлейфа;
« необходимо заблаговременно начинать ингибировать такие шлейфы
метанолом — примерно за неделю до прогнозируемого изменения темпе-
ратуры воздуха в переходной период от осени к зиме;
• целесообразно проводить мероприятия по периодической очистке
таких трубопроводов от скопившейся жидкости с использованием эффек-
тивных современных технологий (например, гелевые поршни и пр.).
Сформулируем теперь на примере Ямбургского месторождения
(сеноманской залежи) некоторые практические выводы и рекомендации
относительно ингибирования метанолом газосборных сетей, причем мно-
гие, изложенные ниже соображения применимы и для систем сбора других
газовых и газоконденсатных месторождений севера России.
1. В настоящее время газосборная сеть Ямбургского месторождения
(сеноманской залежи) по мере снижения пластового давления постепенно
выходит из гидратоопасной области: в режиме гидратообразования оказы-
вается все меньше шлейфов (только наиболее длинные и только в самый
холодный период времени года, когда температура воздуха опускается ни-
же (— 20)^-( — 30) °C. Однако такой вывод справедлив только в "общем слу-
чае", т.е. при достаточно больших дебитах кустов газовых скважин, когда
вполне обеспечивается вынос жидкой водной (водно-метанольной) фазы и
одновременно не происходит значительного понижения температуры газо-
вого потока в шлейфе. Это может быть достигнуто своевременным вводом
в эксплуатацию дожимных компрессорных станций (ДКС) в "голове" тех-
нологического процесса подготовки сеноманского газа (напомним, что под-
готовка газа сеноманских залежей состоит в очистке сырого газа от меха-
нических примесей и абсорбционной осушке с использованием диэтиленг-
ликоля в качестве абсорбента) и, как следствие, сохранением возможности
300
регулирования производительности шлейфов на УКПГ. При несвоевремен-
ном вводе ДКС в “голове" процесса осушки (т.е. до абсорберов) возмож-
ности ре1улирования работы шлейфов существенно снижаются и появля-
ются так называемые "слабые" шлейфы (т.е. шлейфы низкой производи-
тельности). Наличие таких "слабых" шлейфов приводит к нежелательным
технологическим осложнениям: резкому падению температуры газа в
шлейфе, появлению гидратоопасных режимов работы и необходимости его
ингибирования с использованием большого удельного расхода метанола
(200 г/1000 м3 газа и более), а также накоплением жидкой фазы в шлейфе
и необходимостью его периодической очистки. Следовательно, только при
технологически продуманной эксплуатации месторождения удельный рас-
ход метанола в целом по сеноманским УКПГ постепенно снижается, при
этом проблема предупреждения гидратообразования остается актуальной
лишь для отдельных шлейфов и только в зимнее время года. Эффект
"неравномерности" работы кустов скважин особенно ярко сейчас проявля-
ется на валанжинских залежах Уренгойского ГКМ. Детальный анализ этого
эффекта, который проводится сейчас в НТЦ Уренгойгазпрома, позволит в
дальнейшем выработать некоторые общие рекомендации, полезные и при
проектировании газосборных сетей новых северных месторождений.
2. Судя по полученному в последние годы опыту эксплуатации место-
рождения Медвежье [197], на поздней стадии разработки сеноманских за-
лежей весьма вероятен рост неравномерности распределения дебитов
скважин в кусте. Напомним, что на Ямбургском месторождении в кусты
сгруппировано до восьми сеноманских скважин и даже в начальный пери-
од эксплуатации этого месторождения коэффициент неравномерности (т.е.
отношение дебита самой “сильной" скважины к дебиту самой "слабой"
скважины в одном кусте) достигал величины, равной двум. В подобных си-
туациях вероятно возникновение эффекта неустойчивой работы “слабой”
скважины в кусте с последующим ее автоглушением (чаще здесь использу-
ется термин “самозадавливание"). Разумеется, такие скважины могут попа-
дать (и попадают!) в гидратоопасный режим: при этом имеет место посте-
пенное отложение газогидратов на внутренней поверхности НКТ, усиливая
и ускоряя тем самым эффект "самозадавливания".
3. Сейчас, на наш взгляд, возникает острая необходимость в разра-
ботке математической модели функционирования единой системы пласт —
кусты скважин — внутрипромысловые коллекторы — УКПГ, позволяю-
щей увязывать показатели отработки залежей с термобарическими и газо-
гидродинамическими режимами работы наземных сооружений и оптими-
зировать при этом технологическую цепочку в целом (а не только отдель-
ные ее элементы). Наличие такой модели дает возможность более или ме-
нее достоверно прогнозировать поведение наземных газопромысловых си-
стем при различных сценариях разработки месторождения. Глубина про-
гноза должна составлять примерно десять лет. В этой связи анализ опыта
эксплуатации месторождения Медвежье и его обобщение применительно к
другим сеноманским залежам месторождений Западной Сибири, в том чис-
ле и к Ямбургскому месторождению, может оказаться чрезвычайно полез-
ным. Работа по созданию более полных математических моделей таких
систем уже начата научно-техническими центрами Надымгазпрома и Урен-
гойгазпрома. Таким образом, в настоящее время необходимо стремиться к
методологии разработки газовых залежей, более тесно взаимоувязанной с
работой наземных газопромысловых систем. Подобная стратегия позволя-
301
ет, в частности, минимизировать число "слабых" скважин и шлейфов даже
на поздней стадии разработки и тем самым уменьшить эксплуатацион-
ные затраты на предупреждение гидратообразования. При этом сущест-
венным моментом представляется введение на стадии технологическо-
го проектирования газопромысловых систем элементов “гибкой техно-
логии", позволяющей при необходимости адекватно и в достаточ-
но широких пределах перенастраивать систему в ходе ее эксплуатации
(при изменении по каким-либо причинам параметров ее функционирова-
ния, причем причины могут быть как чисто технологическими, так и
конъюнктурными).
4. Проблема борьбы с гидратообразованием на поздней стадии разра-
ботки сеноманских залежей Ямбургского месторождения остается главным
образом для небольшого числа "слабых" шлейфов. Для этих шлейфов не-
обходимо проводить мероприятия по их периодической очистке от жид-
кой фазы: в противном случае в шлейфах можно получать гидратные
пробки (в момент резкого снижения температуры воздуха в зимнее время
и, следовательно, недостаточной концентрации метанола в водной фазе
застойных зон промыслового трубопровода). Рекомендуется для подобных
внутрипромысловых коллекторов и шлейфов начинать заблаговременное
их ингибирование метанолом (примерно за неделю до предполагаемого по-
холодания). При этом расход метанола приходится устанавливать исходя из
минимально возможной температуры газа в конце шлейфа: некоторый из-
быточный расход метанола позволяет предупредить образование гидрат-
ных пробок в слабых шлейфах при резком понижении температуры воз-
духа.
5. Представляется чрезвычайно опасным (с точки зрения надежности,
а также возможностей регулирования системы) проектирование на новых
объектах севера Тюменской области и п-ова Ямал большого числа скважин
в кустах (речь идет о десяти и более скважинах в кусте) с использованием
при этом только одного внутрипромыслового коллектора "куст скважин —
УКПГ". Особенно это опасение актуально для систем сбора северных га-
зоконденсатных месторождений. Но и для условий газосборной сети сено-
манской залежи Ямбургского месторождения целесообразно предусмотреть
в дальнейшем для ряда кустов возможность прокладки дополнительных
шлейфов (либо замены на трубопровод другого диаметра). Здесь дополни-
тельным полезным техническим решением может оказаться использование
малогабаритных кустовых газодинамических регуляторов эжекторного ти-
па (см. гл. 8).
Перейдем к краткому изложению вопросов предупреждения образова-
ния гидратов на установках подготовки газа (этот вопрос затрагивается
также в гл. 7 и 8).
Например, в системах гликолевой осушки газа газовых месторожде-
ний в случае гидратного режима работы шлейфов может возникнуть до-
полнительное осложнение: осушать газ приходится не только от влаги, но
и от метанола. Соответственно возникает задача определения режимных
параметров работы абсорбционных установок осушки природного газа в
целях извлечения из газовой фазы растворенного в ней метанола. В работе
[198] представлены результаты расчетов количества извлеченного метанола,
расхода энергии на перекачку ДЭГа и его регенерацию в зависимости от
степени насыщения природного газа парами метанола. Отмечено, что при
обычных режимах работы установок гликолевой осушки (число теоретиче-
302
ских тарелок 1 — 2, удельный расход поглотителя - 13 кг/1000 м3) из газо-
вой фазы извлекается только 30 — 40 % метанола. Для доведения степени
извлечения метанола из газа до 70 — 80 % требуется увеличить расход аб-
сорбента до 30 кг/1000 м3 при одновременном увеличении числа теоретиче-
ских ступеней контакта до 3 — 4 (это представляется нереальным в рамках
существующего и проектируемого технологического оборудования устано-
вок абсорбционной осушки газа).
Подготовка газа газоко[гденсатных месторождений осуществляется в
основном методом низкотемпературной сепарации, например, на Орен-
бургском, Карачаганакском и Уренгойском ГКМ. Поэтому целесообразно
остановиться и на особенностях применения ингибиторов гидратообразо-
вания на установках НТС (на примере Уренгойского ГКМ). Особенности
расчета метанола для установок НТС проанализированы в работах [27, 31,
105, 106, ИЗ, 121, 122].
В соответствии с технологической схемой УКПГ (см. рис. 8.10 гл. 8)
газ валанжинских залежей Уренгойского ГКМ проходит последовательно
три сепаратора: 1-й ступени (С-1), промежуточный (С-4) и низкотемпера-
турный (С-2). Перед промежуточным и низкотемпературным сепараторами
газ охлаждается обратным потоком холодного газа в теплообменниках Т-1
и Т-2 соответственно, после чего дросселируется перед низкотемператур-
ным сепаратором. Характерные термобарические параметры режима ра-
боты установок НТС в начальный период их эксплуатации были следую-
щими: давление на входе в УКПГ 12 — 13 МПа, температура 20 — 35 °C; в
низкотемпературном сепараторе давление 7,6 —7,8 МПа и температура
(— 25) + (— 28) °C. В связи с падением пластового давления и уменьшением
производительности ряда кустов скважин входная температура газа на
УКПГ постепенно снижается.
Подача метанола предусмотрена перед теплообменниками Т-1 и Т-2, а
также перед дросселирующим устройством. На некоторых УКПГ из-за вы-
сокой температуры газа на входе (~ 35 °C) первоначально практически не
требовалось закачивать метанол перед Т-1 и основное его количество вво-
дилось перед теплообменником Т-2. Проведенные нами расчеты и анализ
промыслового опыта свидетельствуют о том, что дополнительной подачи
метанола непосредственно перед дросселирующим устройством вообще не
требуется, так как подаваемого для обеспечения безгидратного режима ра-
боты Т-2 метанола вполне достаточно и для реализации безгидратного ре-
жима низкотемпературного сепаратора С-2. В связи с этим в настоящее
время метанол перед дросселем не подается. Безгидратный режим работы
теплообменника Т-2 достигается при концентрации насыщенного метанола
в водной фазе после теплообменника равной - 50 мае.%. После конденса-
ции метанола из газовой фазы в сепараторе С-2 концентрация его в жид-
кой фазе возрастает как минимум до 70 мае.% (иногда до 75 —85 мае.%).
Столь высокие концентрации отработанного метанола в низкотемператур-
ных сепараторах позволяют разработать ряд технологических схем по оп-
тимизации его использования, например, как уже упоминалось, возможно
вторичное использование отработанного метанола из низкотемпературных
сепараторов, в том числе и для ингибирования шлейфов газосборных сетей
сеноманских и валанжинских залежей.
На ряде установок НТС, например на месторождении Шатлык, в каче-
стве ингибитора гидратов применяется диэтиленгликоль (ДЭГ). При нали-
чии в газоконденсате большого количества высококипящих фракций в
303
теплообменниках второй ступени сепарации возможно дополнительное
осложнение — отложение парафина. Для предупреждения парафиногид-
ратных отложений в таких случаях используют некоторые добавки в ДЭГ,
в частности азоляты, что обычно обеспечивает стабильную работу уста-
новки в течение длительного времени (см. гл. 5). В настоящее время в ста-
дии разработки находятся существенно более эффективные композиции
для предотвращения парафиногидратных отложений. Некоторые из этих
новых композиций представляют интерес для ингибирования систем сбора
и промысловой подготовки залежей парафиносодержащего газа ачимов-
ских толщ Уренгойского месторождения.
И в заключение этого раздела несколько замечаний относительно пре-
дупреждения гидратообразования в продуктопроводах (ШФЛУ, нестабиль-
ного конденсата, этана). Возникающие здесь вопросы находятся в стадии
разработки и все еще имеется ряд дискуссионных моментов, достаточно
подробно изложенных в нашей обзорной публикации [123]. В качестве ин-
гибиторов обычно используются метанол и гликоли. Однако для обосно-
ванного расчета требуемого количества ингибитора в некоторых случаях
необходимо разрабатывать детальные термогидродинамические модели по
определению концентрации ингибитора как функции координаты (по
трассе продуктопровода) и времени с учетом возникновения застойных
зон в пониженных участках трассы, заполненных водным раствором ин-
гибитора. Кроме того, здесь важнейшее значение имеют корректное опре-
деление условий гидратообразования в системе жидкий углеводород — рас-
твор ингибитора и растворимости ингибитора и воды в жидкой углеводо-
родной фазе.
6.4. ЛИКВИДАЦИЯ ГИДРАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
В СКВАЖИНАХ, СИСТЕМАХ СБОРА
И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
Такое серьезное осложнение, как образование гидратных отложений и
пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в
системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах. Ниже мы крат-
ко обсуждаем вопросы ликвидации гидратных отложений в скважинах и
промысловых трубопроводах. При этом опираемся, главным образом, на
публикации обзорного и методического плана [103, 163, 165, 192, 193, 199 —
203], авторы которых внесли наиболее существенный вклад в разработку
технологии ликвидации газогидратных отложений и пробок.
Целесообразно выделить два существенно различных случая: частичная
закупорка гидратами рабочего сечения и полное его перекрытие (т.е. обра-
зование собственно гидратной или парафиногидратной пробки). В первом
случае ликвидация гидратных отложений технологически достаточно про-
ста, так как представляется возможным обеспечить прокачку ингибитора
или теплоносителя. Кроме того, ликвидация гидратов в принципе может
быть обеспечена без остановки соответствующей промысловой системы. В
то же время образование сплошной пробки должно рассматриваться как
серьезная аварийная ситуация, в большинстве случаев связанная с опреде-
ленными нарушениями технологического регламента ведения процесса или
с просчетами в проектировании.
304
Отложение гидратов в НКТ наблюдается как для газовых, так и для
нефтяных скважин. Рассмотрим возможные механизмы образования гид-
ратных пробок в газовых скважинах. В действующих эксплуатационных
скважинах обычно подбирается безгидратный термобарический режим их
работы, а если это невозможно или нецелесообразно по условиям разра-
ботки залежи, то предусматривается подача ингибитора на забой скважи-
ны. Поэтому образование сплошной гидратной пробки в действующей
эксплуатационной скважине следует рассматривать как грубое технологи-
ческое нарушение. Образование же гидратных пробок в простаивающих
газовых скважинах связано в основном с некоторой негерметичностью
фонтанной арматуры. После остановки скважины газ постепенно охлажда-
ется до температуры окружающего грунта, при этом влага конденсируется
главным образом на стенке НКТ с последующим переходом в гидратное
состояние и дальнейшим ростом гидратного слоя. Существенно, что суже-
ние сечения НКТ может происходить локально, начиная с определенной
глубины, вплоть до его полного перекрытия. Оценки, приведенные в [103]
исходя из действующих технических требований на герметичность колон-
ны, показали, что допустимый срок остановки газовой скважины на се-
верных месторождениях составляет примерно три-четыре месяца, тогда
как в скважинах, простаивающих более года, могут образовываться весьма
мощные пробки. Достаточно быстрое образование гидратных пробок (за
считанные часы) возможно при остановке куста скважин по тем или иным
технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока
газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на
разные эксплуатационные объекты (и, следовательно, при некотором раз-
личии текущих пластовых давлений в этих объектах). Образование гидрат-
ных отложений также весьма вероятно при освоении и исследовании газо-
вых скважин северных месторождений.
Математические модели образования гидратных отложений в газовых
скважинах и трубопроводах при наличии капельной влаги активно разви-
вались в 80-е годы в работах Э.А. Бондарева с соавторами [185, 188], а для
случая отложения гидратов непосредственно из газовой фазы (минуя ста-
дию образования капельной влаги) — в публикациях В.М. Билюшова [204].
Все же следует отметить, что в математическом отношении этот вопрос
проанализирован недостаточно полно. На сегодняшний день представляется
возможным доработать математические модели динамики роста и/или ин-
гибирования гидратного слоя вдоль НКТ простаивающих скважин в следу-
ющих аспектах.
1. Прежде всего, следует отметить стандартно решаемую задачу осты-
вания газа в трубе при ее полной герметичности (аналогично известной
задаче остывания протаявшей зоны перед обратным промерзанием пород
вокруг остановленной газовой скважины). Далее довольно легко оценить
толщину образующегося гидратного слоя при конденсации влаги из влаго-
насыщенного газа в каждом рассматриваемом сечении НКТ. Толщина гид-
ратного слоя при этом будет незначительна. Динамика роста этого гидрат-
ного слоя в каждом сечении НКТ описывается обыкновенным дифферен-
циальным уравнением, которое легко приближенно интегрируется с полу-
чением аналитических решений.
2. Задача дальнейшего роста гидратного слоя посредством механизма
конвективного массопереноса влаги с забоя простаивающей скважины
(при герметичности фонтанной арматуры) весьма трудно решаема. Здесь
305
можно дать только оценку количества влаги в стволе НКТ (вертикального
влагопереноса) и, следовательно, оценить максимальную длину сплошного
участка гидратной пробки по конвективному механизму. Для образования
сплошной гидратной пробки по данному механизму, по-видимому, потре-
буются годы.
3. В то же время вполне решаема задача динамики роста гидратного
слоя при небольшом пропуске фонтанной арматуры скважины, если сде-
лать допущение о локальном термодинамическом равновесии в каждом се-
чении НКТ и предположить, что вся (равновесно сконденсировавшаяся в
гидрат влага в данном сечении) кристаллизуется в форме гидрата именно на
стенке НКТ. Здесь при заданном расходе газа в каждом сечении получается
обыкновенное дифференциальное уравнение для роста гидратного слоя,
т.е. в каждом сечении получается своя одномерная задача. Все исходные
термодинамические данные для ее решения имеются (см. гл. 4). Эта модель
представляется не вполне корректной только на последней стадии зараста-
ния гидратом живого сечения трубы из-за возрастания скорости газа и не-
полного соблюдения при этом условия локального термодинамического
равновесия.
4. Задача моделирования роста гидратных отложений при умеренных
пропусках газа (в отсутствие локального термодинамического равновесия)
трудно решаемая, поскольку появляется возможность гидратообразования
в объеме газа (а не только на стенке НКТ), и здесь можно дать лишь неко-
торые грубые оценки.
5. Наконец, вполне математически решаема задача роста гидратов при
достаточно больших расходах газа. Здесь уместно использовать подходы,
развитые в упомянутых работах Э.А. Бондарева и В.М. Билюшова, но с
определенными уточнениями. Задача в этом случае становится корректно
поставленной из-за того, что массоперенос можно рассматривать только в
погранслое, а процесс гидратообразования снова локализуется на стенке
НКТ.
6. . Представляет интерес также задача математического моделирования
аварийного режима работы газовой скважины без какого-либо отложе-
ния гидратов в НКТ, но с учетом гидратообразования непосредственно
в потоке газа при их локально-равновесной кристаллизации. Последний
фактор несколько увеличивает температуру газа на устье. Эта задача
может быть доведена до приближенных аналитических решений с ис-
пользованием аппарата обобщенных показателей адиабаты природного
газа.
7. Практически интересна и задача об ингибировании метанолом ос-
тановленной скважины посредством его заливки в скважину. Из решения
этой задачи можно определить, как долго столб метанола будет работать
при заданном расходе, поскольку метанол на забое постепенно разбавля-
ется водой и уносится с газом в испаренном виде. Здесь в простейшей по-
становке может быть составлено обыкновенное дифференциальное урав-
нение по разбавлению метанола во времени на забое до некоторой крити-
ческой величины. Более точный подход требует учета конденсации метано-
ла на НКТ и его пленочного стекания по НКТ в противотоке с газом. Это
также решаемая задача при допущении локального термодинамического
равновесия в каждом сечении трубы, но при этом надо задать гидравличес-
кую модель стекания жидкой пленки (сходные модели развивал А.Г. Ма-
лышев в 70-е годы).
306
Перейдем к обсуждению технологических аспектов рассматриваемой
проблемы ликвидации гидратных отложений.
Своеобразная технология эксплуатации малодебитных газовых сква-
жин на нефтяных месторождениях, в которой допускается некоторый
рост гидратов на стенке труб с периодической их ликвидацией, была
детально разработана в СибНИИНП под руководством Н.Д. Каптелина и
А.Г. Малышева (201). Здесь отмечается, что стандартные методы борьбы с
гидратообразованием в стволах эксплуатационных газовых скважин, осно-
ванные на использовании ингибиторов, часто малопригодны для нефтега-
зовых промыслов с редким расположением газовых скважин, выполняю-
щих в основном функцию обеспечения газом высокого давления систем
нефтедобычи. В рамках рассматриваемой технологии намеренно допуска-
ется в определенных пределах отложение гидратов в стволе малодебитной
газовой скважины с периодическим их разложением (А. с. № 827753,
СССР).
Газ из скважины отбирается по кольцевому пространству в режиме,
при котором жидкость с забоя не выносится в шлейф. При этом в нижней
части колонны жидкость накапливается и периодически удаляется продув-
кой скважины по НКТ в специальную емкость, т.е. скважина работает в
режиме сепарации. В то же время в верхней части возможно образование
гидратных отложений на стенке труб, толщина которых постепенно уве-
личивается. Что касается гидратообразования в наземных коммуникациях,
то здесь оно хотя и принципиально возможно, но практически происходит
медленно в течение длительного времени из-за выделения основного коли-
чества влаги в скважине. В связи с тем что проходная площадь сечения
кольцевого пространства постепенно уменьшается, то периодически при-
ходится проводить закачку в скважину метанола. При этом в нижней части
скважины барботирующийся газ насыщается метанолом, а в верхней части
происходит конденсация BMP на стенке труб, приводящая к разложению
гидратов. После окончания процесса разложения отложений BMP удаляется
продувкой скважины по НКТ в специальную емкость. По промысловым
данным, концентрация метанола в этой емкости обычно не превышает
7 — 10 мас.%. Далее скважина эксплуатируется в режиме гидратонакопления
с периодическим удалением накопившейся конденсационной воды. Для
реализации данной технологии необходимо регламентировать следую-
щие характеристики процесса [201]: периодичность удаления скопившей-
ся влаги, периодичность ввода ингибитора гидратообразования и его
количество, динамика образования и длительность разложения гидратного
слоя.
Следует отметить довольно узкие границы применимости изложенной
технологии эксплуатации малодебитных скважин, на которые указы-
вают и сами авторы. Прежде всего, должны быть обеспечены: техноло-
гическая возможность отбора газа по кольцевому пространству; спуск
НКТ на 10—15 м ниже интервала перфорации; режимы эксплуатации
скважины с отсутствием выноса жидкости из скважины (линейная
скорость газового потока не должна превышать 3 м/с); весьма желательно
отсутствие сколько-нибудь значительного притока пластовых вод. Кроме
того, для реализации данной технологии требуется достаточно квалифици-
рованный и обученный персонал, способный соблюдать все ее детали, а
также требования техники безопасности. Следует отметить, что модифи-
кации подобной технологии возможны с целью разработки небольших
307
чисто газовых залежей, термобарический режим которых близок к гид-
ратному.
Что касается гидратоотложений в нефтяных скважинах, то это ос-
ложнение характерно в основном для газлифтного способа эксплуатации.
Для характерных расходных газосодержаний в газлифтных нефтяных
скважинах резкое повышение вероятности гидратоотложения, по-
видимому, имеет место при объемной водонасыщенности выше 50 %. Это
связано с тем, что при пузырьковом режиме течения газожидкостной
смеси и обводненности более 50 % происходит смена эмульсии “вода в
масле" на эмульсию "масло в воде". Однако при сохранении этого режима
течения даже для обводненности выше 50 % вероятность отложения гид-
ратной массы все еще невелика ввиду формирования локальных гидратных
масс, изолированных друг от друга пленкой нефти, тогда как при переходе
на пробковый и дисперсно-кольцевой режимы течения для обводненных
скважин интенсивность процесса отложения гидратов резко возрастает,
поскольку в этом случае газ находится в контакте с большой поверхнос-
тью жидкости.
Анализ статистического материала по гидратоотложению в нефтяных
скважинах, проведенный А.Г. Малышевым, А.Р. Фазлутдиновым и др.,
показал, что гидратное пробкообразование наблюдается даже в безводных
скважинах, что кажется на первый взгляд несколько неожиданным.
Это явление, по-видимому, связано с выделением влаги из нефти и наличи-
ем неплотностей в резьбовых соединениях труб, где возможно локальное
охлаждение трубы вследствие дросселирования газа. Вероятность от-
ложения гидратов существенно возрастает при изменении режимов ра-
боты, особенно при остановках скважины и последующих ее пусках в ра-
боту.
Весьма интересный вопрос о структуре и составе отложений в нефтя-
ных скважинах в значительной степени был прояснен после эксперимен-
тальных работ А.Р. Фазлутдинова [192, 193]. Был сконструирован и изго-
товлен специальный пробоотборник, состоящий из колонковой трубы,
специальной фрезы и кернорвателя. Это позволило не только определить
фактические интервалы образования гидратов при подземном ремонте
скважин, но и получить образцы пробок, дать описание их структуры и
исследовать химический состав. Сопоставление составов нефтяного газа и
газа, выделившегося при разложении пробок, показало наличие в них гид-
ратов.
Работы по разрушению гидратных пробок в скважине требуют много
времени и средств. Совершенствование технологии и техники проведения
этих трудоемких работ является весьма актуальным.
Разработаны методы, которые можно назвать традиционными: меха-
нические (проталкивание пробки в нижнюю часть НКТ, гидроперфора-
ционные); прогрев теплоносителем (паром, горячей водой); комбинирован-
ные (т.е. сочетающие механическое разрушение газогидратных отложений
специальным инструментом и тепловое разложение отложений нагнетае-
мым в скважину нагретым промывочным раствором при соответствующем
контроле технологических параметров процесса, например, по А. с.
№ 1373795, СССР); термохимические (т.е. использующие теплоту какой-
либо химической реакции); тепловые без непосредственного контакта теп-
лоисточника с гидратным отложением (прогрев ТЭНом или протяженным
греющим кабелем, прогрев колонны НКТ при работе скважины через
308
затрубное пространство, подача теплоносителя в затрубное пространство)
и др.
Рассмотрим подробнее термохимические методы воздействия на
сплошную пробку. Простой метод [165] с подачей 15 %-ного раствора со-
ляной кислоты и магния интересен тем, что при химической реакции не
только выделяется теплота, но и образуется раствор хлористого магния —
эффективного ингибитора гидратообразования. Более сложный вариант,
предложенный в [199], состоит в изготовлении специального химического
"снаряда" — металлической цилиндрической капсулы из чистого магния,
снабженной "окном" из кальция (водорастворимого материала) и содер-
жащей внутри вещество, реагирующее с водой с выделением теплоты, на-
пример пятиокись фосфора. Имеются и другие предложения, например, по
использованию в качестве пробкоразрушающих средств шариков из алю-
миния (как более дешевого материала, чем магний), активированного спе-
циальными добавками редкоземельных элементов с тем, чтобы могла про-
текать реакция алюминия с водой. Отметим только одно, на наш взгляд,
неудачное предложение, состоящее в попытке получения сплава алюминия
с литием, предположительно обладающим требуемыми свойствами.
Из тепловых методов наиболее удачной оказалась разработка [192,
193] малогабаритного электронагревателя специальной конструкции с пере-
движной установкой, содержащей вспомогательное оборудование. Основ-
ные технические характеристики этого электронагревателя: наружный ди-
аметр не более 44 мм, длина 1 м, мощность 10 кВт, масса — около 10 кг. В
качестве нагревательного элемента используется спираль из нихрома или
фехраля. Результаты промысловых испытаний на 24 скважинах Правдин-
ского нефтяного месторождения показали высокую технологичность спо-
соба и его экономическую эффективность.
В качестве менее традиционного способа разрушения пробок рассмо-
трим метод [202], использующий теплоту конденсации промежуточного
теплоносителя (пропана). Прогрев зоны гидратной пробки осуществляется
с использованием в качестве теплоисточника глубоколежащих горных
пород посредством закачки в затрубное пространство определенного коли-
чества пропана. Предполагается, что пропан испаряется на забое (при
температуре выше 30 °C) и конденсируется с выделением теплоты на
внешней поверхности НКТ в верхней части разреза, причем сконденсиро-
вавшийся пропан стекает по трубе вниз, где снова испаряется. Таким
образом осуществляется перенос теплоты от нижележащих горных пород
к вышележащим. После закачки расчетного количества пропана сква-
жина выдерживается в течение 1,5 — 2 сут и снова может быть пущена в
работу.
Перейдем к обсуждению методов ликвидации отложений гидратов в
промысловых трубопроводах. Прежде всего, здесь возникают вопросы
контроля за гидратными отложениями во внутренней поверхности трубо-
провода.
Можно указать способ определения местонахождения загрязненности
газопровода (в частности, гидратной массой) по А. с. № 1247624 посредст-
вом измерения давления и температуры в начале и конце исследуемого уча-
стка. Исследуемый участок делится пополам, измеряют в начале и конце
каждой половины температуру окружающей среды, температуру и плот-
ность теплового потока на наружной поверхности газопровода, теоретиче-
ски рассчитывают в этих точках температуру наружной поверхности, со-
309
поставляют рассчитанные значения температур с измеренными, что в
принципе лает возможность идентифицировать загрязненную половину
участка. Далее процесс повторяют необходимое число раз, локализуя за-
грязненный участок. Способ контроля за процессом образования гидратов
во внутренней полости газопровода предложен в патенте № 260576 (ГДР).
Он основан на использовании высокочувствительных ультразвуковых при-
боров, установленных на определенных участках трубопровода, имеющих
элементы местного сопротивления (отводы, задвижки, вентили и т.п.). По-
лученные от приборов сигналы после преобразования и усиления поступа-
ют на диспетчерский пункт, где они анализируются и сравниваются с пре-
дельно допустимыми значениями. Далее, в случае необходимости, автома-
тически передается команда на установку, регулирующую подачу во внут-
реннюю полость трубопровода специально подобранных ингибиторов. Не-
смотря на наличие ряда способов диагностики гидратообразования в тру-
бопроводах (см. также А. с. № 1295137, СССР), остро ощущается потреб-
ность в простом и надежном дистанционном методе.
Что касается разложения несплошных гидратных пробок в газопрово-
дах, то здесь наиболее эффективны способы, связанные с закачкой тепло-
носителя (например, горячей воды) или ингибитора гидратообразования.
Эти способы детально были развиты в работах К.Л. Унарокова в начале
80-х годов и регламентированы в инструкции [199]. Представляет также
интерес метод постепенного испарения воды из гидратной фазы в газовую
за счет поддержания пониженной влажности газа на входе в участок с гид-
ратными отложениями.
Обсудим некоторые, хотя и сравнительно давно предложенные, но ос-
тающиеся перспективными методы удаления гидратоотложений в трубо-
проводах, применимые и при образовании сплошных пробок.
Для разложения скоплений гидратов весьма эффективен метод
применения электромагнитных волн сверхвысокочастотного диапазона.
Так, в работе [205] опубликованы результаты промысловых испытаний
этого метода на специальном экспериментальном участке (длиной 16 м)
шлейфа, подключенного к одной из скважин Ефремовского месторожде-
ния Харьковского ГПУ. С точки зрения электродинамики газопровод
представляет собой волновод с неоднородным диэлектрическим запол-
нением. В газопроводе возбуждается электромагнитная волна с частотой,
отвечающей ее распространению с затуханием. Весьма существенно при
этом, что основное затухание электромагнитная волна испытывает в гидра-
те и в воде и лишь только незначительное в газе и конденсате. Следова-
тельно, поглощенная энергия электромагнитной волны приводит, главным
образом, к нагреву и последующему разложению гидратосодержащей мас-
сы.
Промысловый эксперимент состоял в следующем. Создавался гидрат-
ный режим на экспериментальной линии шлейфа, где нарабатывались гид-
раты. Далее включался СВЧ-генератор с импульсной мощностью 90 кВт и
средней мощностью 60 кВт, а возбуждение электромагнитных волн в линии
осуществлялось с помощью специального устройства ввода СВЧ-энергии.
Гидратная пробка разрушалась весьма быстро (~ 0,5 ч).
В принципиально важной работе [206] изложены результаты лабора-
торных исследований по определению скорости разложения гидратных
пробок при совмещении теплового и акустического воздействий. В гидрат-
ной камере под давлением 0,5 МПа нарабатывали слой гидрата пропана
310
толщиной 35 мм при температуре 0 — 2,5 °C. Далее его подвергали одному
из следующих воздействий: акустическому, тепловому (мощность нагрева-
теля до 84 Вт) и совместному (тепловому и акустическому). Установлено,
что акустическое воздействие (ультразвуковой излучатель) приводит к ин-
тенсивному разложению гидратного слоя в камере, причем значительно
более эффективным оказалось оптимальное сочетание акустического воз-
действия с тепловым (достигается ускорение разложения почти на поря-
док). Однако какого-либо физического механизма объяснения такого экс-
периментально обнаруженного эффекта до сих пор не предложено. К со-
жалению, эта перспективная технология разрушения гидратных отложений
пока что не получила дальнейшего развития.
Глава 7
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ
АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА
В настоящее время основная добыча газа (более 90 %) на северных место-
рождениях России осуществляется за счет разработки чисто газовых зале-
жей, главным образом, сеноманского продуктивного горизонта: достаточно
упомянуть только такие уникальные месторождения-супергиганты, как
Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. В стадии проектирования разработ-
ки находится ряд крупных чисто газовых месторождений Западной Сиби-
ри и п-ова Ямал, намеченных к освоению уже в ближайшие годы. Природ-
ный газ этих месторождений метанового типа: содержание метана доходит
до 98 —99 об. %, иногда встречаются залежи с примесью азота (обычно —
не более 1,0 об. %), тогда как более тяжелые компоненты (С2+в) находятся
только в следовых количествах.
Согласно действующему отраслевому стандарту, регламентирующему
основные требования на качество товарного природного газа, транспорти-
руемого по магистральным газопроводам (ОСТ 51.40 — 93 "Газы горючие
природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопро-
водам. Технические условия"), при подготовке к транспорту сеноманских
газов северных месторождений требуется только их осушка до определен-
ной точки росы: — 20 °C в холодный период года (с 01.10 по 30 04) и
—10 °C в теплый период (с 01.05 по 30.04). Соблюдение требований отрас-
левого стандарта обеспечивает безгидратный транспорт газа, даже на наи-
более гидратоопасном головном участке магистрального газопровода.
Промысловая подготовка сеноманских газов к дальнему транспорту
осуществляется в настоящее время по двум основным (и конкурирующим
между собой) технологиям:
« адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов
влаги — селикагеля, цеолитов и др. (установки адсорбционной осушки газа
эксплуатируются на месторождении Медвежье с 1972 г.);
® абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги
(абсорбентов), обычно концентрированных водных растворов гликолей.
Сравнение этих технологий показывает, что их технико-эконо-
мические показатели довольно близки и оба варианта технологии осушки
газа могут использоваться в промысловых условиях практически одинако -
во успешно. В настоящее время наибольшее распространение в России по-
лучил абсорбционный метод с применением диэтиленгликоля (ДЭГа) в ка
честве основного абсорбента . тогда как за рубежом чаще всего' используют
более эффективный осушитель — три этиленгликоль (ТЭГ). Выбор в пользу
ДЭГа в свое время мотивировался наличием собственной промышленной
базы на химических производствах (хотя практически весь период эксплу-
атации северных месторождений частично использовался ДЭГ и импорт-
ной поставки), а также ожидаемой низкой температурой контакта в аб-
312
Рис. 7.1. Схема стандартной установки гликолевой осушки газа:
I — сырой газ; II — сухой газ; III — вода; IV — пары воды; V — сухой гликоль; V! — сырой
гликоль; I — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регенератор гликоля; 4 — теплообменник гли-
коль-гликоль; 5 — насос
сорберах, что не вполне подтвердилось впоследствии (при понижении тем-
пературы контакта газ —гликоль в абсорбере преимущества ТЭГа полно-
стью элиминируются).
Технологическая схема простейшей установки гликолевой осушки газа
показана на рис. 7.1. Газ со скважин проходит входной сепаратор 1, где от
него отделяется жидкая водная фаза (конденсационная вода с примесью
пластовой минерализованной воды либо водный раствор ингибитора гид-
ратообразования, если система промыслового сбора газа функционирует в
гидратоопасном режиме), далее поступает в абсорбер 2, где и осушается,
контактируя с раствором концентрированного гликоля. Осушенный газ из
абсорбера поступает в магистральный газопровод и подается потребителю.
В схему входит система регенерации насыщенного гликоля 3, а также на-
сосы, теплообменники и некоторое другое оборудование.
Базовая технологическая схема абсорбционной обработки газа приме-
нительно к начальному периоду разработки северных месторождений по-
казана на рис. 7.2 и 7.3. Природный газ по шлейфам (коллекторам) кустов
газовых скважин поступает на УКПГ, где через раздаточный коллектор
(систему переключающей арматуры, гребенку и т.п.) обрабатывается на
нескольких однотипных технологических линиях высокой производитель-
ности (первоначально 2,5 —3 млн. мэ/сут, сейчас — 5—10 млн. м3/сут, а в
перспективе и более). В общем случае каждая технологическая линия вклю-
чает: входной (первичный) сепаратор, абсорбер, фильтр для улавливания из
потока осушенного газа мелкодисперсного гликоля (эти три аппарата часто
объединяются в один многофункциональный аппарат — МФА, как и пока-
зано на рис. 7.3) и систему циркуляции ДЭГа. Общими для всех технологи-
ческих линий являются: установка регенерации насыщенного ДЭГа и в слу-
чае необходимости станция охлаждения (СОГ) с АВО и холодильными аг-
регатами на пропановом цикле (иногда используется смешанный пропан-
бутановый хладагент) для охлаждения осушенного газа до температуры
грунта с целью минимизации экологических последствий и повышения на-
дежности систем транспорта газа. При снижении рабочего давления в аб-
313
Рис. 7.2. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа для
северных месторождений:
С-1 — сепаратор; А-1 — абсорбер; Р-1 — колонна регенерации; Ф-1 — фильтр; Т-1 — тепло-
обменник ДЭГ-ДЭГ; Х-1 - конденсатор; И-1 — подогреватель; Е-1. Е-2 — емкости
Рис. 7.3. Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки газа с
многофункциональным аппаратом (МФА) для северных месторождений:
А-1 — многофункциональный аппарат; Р-1 — колонна регенерации; Т-1 — теплообменник
ДЭГ-ДЭГ; Х-1 — конденсатор; И-1 — испаритель; Е-1, Ет2, Е-3 — емкости; Н-1, Н-2, Н-3 —
насосы
сорберах ниже рабочего давления в магистральном газопроводе приходится
дополнительно включать в "хвосте" технологического процесса дожимную
компрессорную станцию (ДКС) со своей системой воздушного охлаждения.
А на завершающей стадии разработки месторождения согласно проектам
обустройства месторождений вводится в действие еще одна ДКС в "голове"
процесса с тем, чтобы обеспечить работу абсорберов в проектном режиме
при рабочем давлении примерно 4 — 5 МПа. В рассматриваемой технологии
концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5 —99,3 мае. %, а на-
314
сыщенного ДЭГа — на 2 — 2,5% меньше (при кратности циркуляции 7 —
12 кг/1000 м3 газа).
Разработаны и многочисленные модификации технологических схем
абсорбционной осушки газа, которые практически не нашли применения в
отечественной газопромысловой практике. В качестве характерных приме-
ров две из этих схем показаны на рис. 7.4 и 7.5, соответственно одно- и
двухступенчатая установки осушки тощих газов. Интересная особенность
этих схем — наличие системы доулавливания (жидким пентаном) из осу-
шенного газа гликоля, находящегося в парообразном виде, при этом по
схеме на рис. 7.4 осушка осуществляется в противоточном режиме в одну
ступень, а по схеме рис. 7.5 — в две ступени (предварительной и финиш-
ной), но на одном и том же температурном уровне. Не обсуждая достоин-
ства и недостатки подобных схем, отметим, что за рубежом получил рас-
пространение процесс Дризо, в последние годы значительно усовершенст-
вованный [207]. Технологическая схема усовершенствованного процесса
Дризо показана на рис. 7.6. Ее особенность — возможность снижения
точки росы осушаемого газа вплоть до ( — 40) — (—60) °C, а также удаление
и извлечение из газа бензольно-толуольно-ксилольной (ВТК) фракции, аб-
сорбируемой из природного газа гликолем и сбрасываемой с газами из
Рис. 7.4. Схема одноступенчатой установки осушки газа высококонцентрирован-
ными гликолями:
I — сырой газ; II — сухой газ; III — сброс жидкости; IV — сухой гликоль; V — сырой гли-
коль; VI - пентан для промывки; VII - добавка пентана в систему; VIII — частично регене-
рированный гликоль; IX — сухой отдувочный газ; X — сырой отдувочный газ; XI — сброс
водяных паров и отдувочного газа; XII — сброс углеводородных паров; 1 — абсорбер; 2 —
холодильник гликоля; 3 — разделитель пентан-гликоль; 4 — насос пентана; 5 — десорбер; б —
стриппер; 7 — емкость гликоля; 8 — ребойлер; 9 — фильтр; 10 — теплообменник гликоль-
гликоль; 11 — насос гликоля; 12 — дегазатор
315
Рис. 7.5. Схема двухступенчатой установки осушки газа высококонцентрирован-
ными гликолями:
/ — сырой газ; // — сухой газ; III — сброс жидкости; IV — сухой гликоль; V — сырой гли-
коль; VI — пентан для промывки; VII — добавка пентана в систему; VIII — частично регене-
рированный гликоль; IX — сухой отдувочный газ; X — сырой отдувочный газ; XI — сброс
водяных паров и отдувочного газа; XII — сброс углеводородных паров; I — абсорбер; 2 —
разделитель пентан-гликоль; 3 — насос пентана; 4 — десорбер; 5 — стриппер; б — ребойлер;
7 — емкость гликоля; 9 — теплообменник гликоль-гликоль; 9 — фильтр; 10 — насос гликоля;
11 — холодильник гликоля; 12 — дегазатор; 13 — сепаратор
регенерационной установки. В рамках этой технологии принципиально до-
стижима и точка росы ниже —60 °C, что осуществляется посредством
некоторой ее модификации с целью увеличения концентрации регенериро-
ванного гликоля. В этом аспекте процесс Дризо конкурентоспособен
даже с цеолитовой (адсорбционной) осушкой газа, при этом в качест-
ве абсорбента используется тетраэтиленгликоль концентрации выше
99,99 мае. %. В настоящее время какой-либо необходимости использовать
подобные технологии применительно к системам промысловой обработки
природного газа северных месторождений России не возникает.
Накопленный опыт работы установок диэтиленгликолевой осушки
газа (на Медвежьем и Уренгойском месторождениях) убедительно свиде-
тельствует об их достаточной надежной работе и возможности практичес-
ки постоянного соблюдения требований отраслевого стандарта, особенно в
начальный период эксплуатации месторождений (опыт эксплуатации
сеноманских УКПГ Уренгойского месторождения представлен в разделе
7.2).
Тем не менее в отрасли не прекращается проработка новых и пер-
спективных научно-технических решений в следующих направлениях:
• анализ и совершенствование собственно технологических схем
осушки [6, 208 — 216];
316
Рис. 7.6. Технологическая схема процесса Дризо:
I — входящий газ; // — сухой выходящий газ; /// — газы на факел или в топливную систему;
IV —сточные воды; V — вентиляционный выброс; VI — избыточный растворитель с арома-
тикой; VII — топливо; 1 — гликолевая контактная колонна? 2 — конденсатор рефлюкса; 3 —
пластинчатый теплообменник гликоль/гликоль; 4 — сепаратор-испаритель; 5 — конденсатор
для извлечения растворителя; 6 — сборник извлеченного растворителя; 7 — фильтр для гли-
коля; 8 —уравнительная емкость/теплообменник; 9 — отпарная колонна для насыщенного
гликоля; 10 — ребойлер; 11 —отпарная колонна для тощего гликоля; 12 — конденсатор воды
и растворителя; 13 — сепаратор вода/растворитель; 14 — насос для растворителя; 15 — подо-
греватель растворителя; 16 — насос для гликоля; 17 — акустический фильтр; 18 — холодиль-
ник гликоля
• выбор абсорбентов, наиболее приемлемых для тех или иных усло-
вий, в том числе и при пониженных температурах контакта [215, 217];
• разработка методов очистки абсорбентов от механических приме-
сей, солей, продуктов деструкции и др. [218 — 223];
• модернизация основного технологического оборудования [224 — 232];
• совершенствование систем регенерации насыщенного абсорбента
[233-237];
• нормирование, прогноз технологических потерь абсорбентов и ана-
лиз путей их сокращения [238 — 241];
» модернизация АВО и разработка принципиально новых решений по
системам воздушного охлаждения сырого газа [242 — 244].
В связи с наличием ряда обобщающих монографий и учебных посо-
бий [3, 9, 18, 208, 245 — 247], в которых подробно рассматриваются вопро-
сы осушки природных газов чисто газовых месторождений, нет острой
необходимости обсуждать весь круг технологических вопросов, связанных
с абсорбционной осушкой газа. Поэтому ниже рассматриваются только те
аспекты проблемы осушки тощих газов, которые, на наш взгляд, наиболее
актуальны в настоящее время для северных месторождений и в разработке
которых принимали участие авторы данной монографии.
317
7.1. УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
ДВУХСТАДИЙНОЙ АБСОРБЦИОННОЙ
ОСУШКИ ГАЗА
НА СЕВЕРНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
По мере разработки месторождения происходит постепенное снижение
рабочего давления в абсорберах, что приводит к обострению следующих
проблем:
« в абсорберах существенно ухудшаются условия для осушки газа, по-
этому возникает необходимость повышения концентрации регенерирован-
ного ДЭГа и его удельного расхода (кратности циркуляции);
« более актуальной становится и проблема повышенного механическо-
го уноса ДЭГа в мелкодисперсном виде в связи с увеличением линейной
скорости газа в абсорберах.
Подключение ДКС второй очереди в "голове" технологического про-
цесса не решает полностью возникающие проблемы, поскольку резко воз-
растает температура газа после ДКС (до 35 — 40 °C, а иногда и выше), тогда
как последующее охлаждение потока сырого газа может осуществляться в
АВО только в холодный период года. В результате два-три месяца в году
осушку газа ДЭГом приходится осуществлять при высоких температурах
контакта (выше 30 °C) и при этом крайне затруднительно на существую-
щем технологическом оборудовании реализовать требования по качеству
товарного газа, направляемого в магистральные газопроводы.
Анализируя базовую технологию абсорбционной осушки газа в целом
(см. рис. 7.2 и 7.3), нельзя не отметить основной и, на наш взгляд, принци-
пиальный недостаток этой технологии — не вполне рациональное исполь-
зование холода как окружающей среды (АВО), так и холодильных агрега-
тов. В рассматриваемой базовой технологической схеме охлаждается (или
должен охлаждаться по проекту) уже осушенный газ (до температурного
уровня 0 —( —2) °C, а на проектируемых объектах п-ова Ямал — еще ни-
же), тогда как гораздо более рациональной представляется модификация
этой технологической схемы с введением стадии предварительного охлаж-
дения сырого (неосушенного) газа.
Перед тем как перейти к детальному обсуждению более эффективных
технологий абсорбционной осушки газа в северных условиях, целесооб-
разно сделать краткий исторический экскурс и отметить, что идея эффек-
тивного использования холода окружающей среды для подготовки газа ме-
сторождений Крайнего Севера — давняя и, можно сказать, заветная мечта
специалистов газовой промышленности, начиная с 60-х годов, когда толь-
ко-только началось освоение первых месторождений Западной Сибири.
Здесь следует упомянуть интересные соображения и проработки
Ю.П. Коротаева с сотрудниками, АВ. Язика и др. по частичной подготовке
газа в системах промыслового сбора (шлейфах и коллекторах), а также
оставшиеся практически не реализованными, хотя, казалось бы, и много-
обещающие, конкретные технологические проработки специалистов Тю-
менНИИГипрогаза (Л.М. Гухман и др. [208]) и ВНИИГаза (Т.М. Бекиров с
соавторами [209 — 211]) по модификациям технологических схем подготов-
ки газа с возможностью его предварительного охлаждения до стадии аб-
318
сорбционной осушки газа. Следует отметить и технологическое предложе-
ние Уренгойгазпрома (Ю.Н. Ефимов [212]) по предварительной осушке
("промывке") сырого газа НДЭГом (см. также обсуждение в [6]).
Перейдем к анализу модификации технологической схемы абсорбци-
онной осушки газа, предложенной Л.М. Гухманом [208] на основании пер-
вого опыта эксплуатации установок осушки на месторождении Медвежье.
Им прежде всего отмечаются потенциальные возможности систем воздуш-
ного охлаждения газа в северных регионах:
• в Надым-Пур-Тазовском районе продолжительность холодного пе-
риода года с температурой воздуха ниже —5 °C составляет 180 —220 сут, и
в этот период реально охладить газ в АВО до температуры ниже 0 °C;
« в переходной период года, продолжительность которого 90—110 сут
(при изменении температуры воздуха от —5 до +10 °C), температуру кон-
такта в абсорберах за счет воздушного охлаждения газа можно поддержи-
вать в диапазоне от 0 до 10— 12 °C;
• только в теплый период года, продолжающийся всего 2 — 2,5 мес, не
имеется технической возможности для охлаждения газа в АВО; в этот пе-
риод для охлаждения газа приходится использовать холодильные машины.
Учитывая такие технологические возможности по охлаждению газа за
счет холода окружающей среды, в [208] предлагается технологическая схе-
ма абсорбционной осушки газа (рис. 7.7), включающая по ходу газа следу-
ющие аппараты: входной сепаратор, ДКС (если необходимо); АВО — в
холодное время года (либо холодильный агрегат — в теплое время года),
абсорбер и фильтр. При этой технологии предполагается возможным под-
держивать в абсорбере температуру контакта, близкую к 0 °C. В связи с
тем, что в подобной технологической схеме сырой газ в трубах АВО и/или
в системе испарителя холодной машины оказывается заведомо в гидратном
режиме, предлагается следующая схема циркуляции ДЭГа: регенерирован-
ный ДЭГ делится на два потока, меньшая его часть подается перед АВО
(холодильным агрегатом), а большая — в абсорбер. При этом технологиче-
ские детали по системе ввода ДЭГа в АВО и его распределения по тепло-
РДЭГ
ДКС
Рис. 7.7. Технологическая схема абсорбционной осушки газа, предлагаемая Тю-
менНИИГипрогазом для северных месторождений:
С-1 — входной сепаратор; ДКС — компрессор; АВО — воздушный холодильник; ХМ - хо-
лодильная машина (или СОГ); МФА — трехсекционный аппарат, включающий сепарацион-
ную секцию С-2, абсорбер А-1 и фильтр Ф-1; / — сырой газ со скважин; II — осушенный газ
в газотранспортную систему; III — регенерированный гликоль; IV — насыщенный гликоль,
направляемый на установку регенерации
319
обменным трубкам совершенно не обсуждаются. Однако этот вопрос нам
представляется существенным, так как необходимо не только осуществить
ввод ДЭГа в мелкодисперсном состоянии (с помощью, например, форсу-
нок), но и обеспечить его равномерное распределение по трубкам АВО,
что не всегда удается. Кроме того, ввод ДЭГа заметно увеличивает гидрав-
лическое сопротивление аппарата АВО и ухудшает условия теплообмена:
поэтому имеются технологические ограничения на удельный расход ДЭГа,
выше которого эффективность работы систем охлаждения газа резко
снижается. Это означает, что фактически в технологии ТюменНИИГипро-
газа по [208] имеются определенные ограничения на предварительное ох-
лаждение газа и мало вероятно, что на практике удалось бы добиться сни-
жения температуры контакта до —5 — 0 “С (что априори предполагалось),
хотя, на наш взгляд, и представляется возможным снизить температуру
сырого газа на 7—10 градусов по сравнению с температурой во входном
сепараторе (т.е. довести температуру контакта до уровня 5— 10 °C). Следует
отметить, что, к сожалению, каких-либо попыток внедрения технологи-
ческой схемы [208] как на месторождении Медвежье, так и впослед-
ствии на других северных месторождениях фактически не предпринима-
лось.
Далее специалисты ВНИИГаза и других организаций в серии публика-
ций [209 — 211] применительно к северным месторождениям, для которых
согласно базовой технологии предполагается охлаждение осушенного газа
до температур 0 — минус 2 °C, предположили следующий вариант техноло-
гической схемы абсорбционной осушки (рис. 7.8): сырой газ поступает во
входной сепаратор, далее охлаждается (в АВО или СОГ) до температуры
0 — минус 2 °C, сепарируется во втором сепараторе, поступает в абсорбер
РДЭГ
Рис. 7.8. Вариант ВНИИГаза технологической схемы абсорбционной осушки сено-
манского газа северных месторождений:
С-1 — входной сепаратор; С-2 — промежуточный сепаратор; Х-1 —холодильная машина;
К-1 — колонна гликолевой осушки газа; Е-1 — емкость для сбора водометанрльного раство-
ра; 1 — сырой газ со скважин; И — осушенный газ в промысловый коллектор; III — ингиби-
тор гидратообразования метанола; IV — регенерированный гликоль; V — насыщенный гли-
коль (на регенерацию); VI — водометанольный раствор на утилизацию
320
на гликолевую осушку, проходит фильтр и, наконец, направляется в голо-
вной участок газотранспортной системы.
Предупреждение гидратообразования в системе предварительного ох-
лаждения газа осуществляется вводом летучего ингибитора гидратообразо-
вания — метанола. Кроме того, предполагается ввод метанола и на кусты
скважин (разумеется, если это необходимо по термобарическому режиму
системы сбора газа). Нетрудно видеть, что предложение [209 — 211] практи-
чески весьма близко к техническому решению [208]: отличие состоит в
использовании метанола (а не гликоля) для предупреждения гидратообразо-
вания в АВО или СОГе. На первый взгляд, этот момент представляется не-
которым улучшением технологии ТюменНИИГипрогаза, поскольку снимает
указанную проблему ограниченности возможности применения ДЭГа как
ингибитора гидратов в системах охлаждения газа типа АВО. Однако в тех-
нологии [209 — 211] остался неучтенным другой, притом существенный, мо-
мент: сильное насыщение газа испаренным метанолом, и, как следствие,
при обработке газа ДЭГом в абсорбере должна осуществляться теперь уже
не только его осушка, т.е. извлечение влаги из газа, но и извлечение значи-
тельного количества метанола. Наши многочисленные расчеты убедительно
показывают, что один только факт применения метанола при охлаждении
газа до - 0 °C практически полностью элиминирует преимущества техноло-
гической схемы, предложенной в [209 — 211]. Таким образом, в технологи-
ческой схеме (см. рис. 7.8) остается возможным лишь применение глико-
лей как ингибиторов гидратов в системах охлаждения, но тогда эта схема
становится, по существу, идентичной схеме, показанной на рис. 7.7.
Следует детально остановиться на потенциальных преимуществах мо-
дифицированной технологической схемы абсорбционной осушки газа по
[208 — 211] в сравнении с базовой технологией, представленной на рис. 7.2
и 7.3:
• осушку газа при низких температурах контакта можно проводить с
использованием регенерированного диэтиленгликоля (РДЭГа) с пониженной
концентрацией (-93— 95 мас.%) и при уменьшенном расходе (кратности
циркуляции) РДЭГа;
• как следствие, существенно снижаются энергетические затраты на
регенерацию насыщенного диэтиленгликоля (НДЭГа) и уменьшаются про-
блемы по очистке ДЭГа от примесей, например, из-за термической дест-
рукции ДЭГа, поскольку регенерация НДЭГа осуществляется в более мяг-
ком температурном режиме;
• снижается острота проблемы "засоления" ДЭГа;
• практически отпадает необходимость перехода на другие осушаю-
щие агенты, например ТЭГ;
• становится вполне реальным использование более дешевых осуши-
телей, таких как ЭГ, эфиры гликолей, ЭТ-1, полупродукты производств
гликолей, смеси гликолей и т.п.;
« за счет низкой температуры контакта происходит частичное извле-
чение ДЭГом стабильного конденсата (на 70 — 80 %) из природного газа и
имеется техническая возможность использования этого конденсата как ди-
зельного топлива (несмотря на, казалось бы, незначительное содержание
конденсата в газах сеноманских залежей).
В то же время целесообразно отметить и существенные недостатки
предложенных модификаций [208 — 211] технологической схемы:
• отсутствие ясности в технологии ингибирования газовых гидратов на
11 — 830
321
стадии охлаждения газа (так как в рамках этих схем метанол нецелесооб-
разно использовать, а по гликолям имеются определенные ограничения);
• непроработанность вопросов циркуляции ДЭГа (возможны и более
рациональные варианты его циркуляции);
• отсутствие конкретных предложений по привязке предлагаемой мо-
дификации технологической схемы к действующим установкам осушки;
• обостряется проблема извлечения ДЭГом ароматических соединений
(бензол, ксилол, толуол и т.п.) с последующим выбросом в атмосферу ле-
тучих органических соединений при регенерации НДЭГа, тогда как реше-
нию этой проблемы уделяется сейчас исключительно большое внимание за
рубежом при совершенствовании установок гликолевой осушки газа.
Таким образом, в литературе [б, 208 — 212] предложены интересные
модификации базовой технологии абсорбционной осушки газа примени-
тельно к северным газовым месторождениям (сеноманских залежей). Од-
нако эти решения оказались недостаточно проработанными и не доведен-
ными до реальной возможности их практического внедрения.
В этой связи мы предприняли попытку [213, 214], с одной стороны,
обобщить и усовершенствовать предлагаемые в [6, 208 — 212] технические
решения, а с другой — сделать их более приемлемыми для практической
реализации как на стадии проектирования новых установок осушки газа в
северных регионах, так и при модернизациях и реконструкции действую-
щих установок.
Основные новые моменты предлагаемой ниже обобщенной техноло-
гии абсорбционной осушки природного газа — проведение процесса аб-
сорбции влаги на двух температурных уровнях в двух абсорберах с охлаж-
дением газа между ступенями осушки, а также некоторые особенности
циркуляции гликоля в этой технологии (схема с рециркуляцией). Разрабо-
танная технологическая схема в достаточно общем виде представлена на
рис. 7.9. Образно говоря, предлагаемое техническое решение как бы под-
Рис. 7.9. Обобщенная технологическая схема двухступенчатой гликолевой осушки
газа:
С-1, С-2 - сепараторы; А-1, А-2 — абсорберы; Ф-1, Ф-2, ФА-1, ФА-2 - фильтры; Н-1, Н-2,
Н-3, Н-4 — насосы; Е-1 — емкость регенерированного ДЭГа; АВО-1, АВО-2 — аппараты воз-
душного охлаждения газа; СОГ — станция охлаждения газа: ДКС-1, ДКС-2 — дожимные
компрессорные станции
322
водит итог многолетним поискам технологических схем абсорбционной
осушки газа, рационально использующих почти "даровой" холод окружа-
ющей среды, а также полностью обеспечивающих технические требования
по качеству осушенного товарного газа, поставляемого по магистральным
газопроводам из районов Крайнего Севера.
Рассматриваемая технология абсорбционной осушки включает по ходу
газа следующие основные аппараты (рис. 7.9): входной сепаратор С-1 с
фильтром-каплеуловителем Ф-1; абсорбер А-1 для предварительной ("гру-
бой") осушки газа, снабженный фильтром ФА-1; компрессор (при необхо-
димости), аппарат воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа
(функционирующую в летний период); абсорбер А-2 (с фильтром ФА-2) для
окончательной осушки газа в соответствии с требованиями ОСТа; ком-
прессор (при необходимости) и АВО (при необходимости).
Обсудим характерные термобарические режимы работы установок
осушки по технологии рис. 7.9. Давление газа на входе в установку и в аб-
сорбере А-1 изменяется от 9 — 10 МПа в начальный период эксплуатации до
2 —2,5 МПа на завершающей стадии разработки газового месторождения.
Давление газа в абсорбере А-2 меняется в диапазоне 5 — 7,8 МПа. С учетом
достаточно низких пластовых температур, характерных для чисто газовых
залежей Западной Сибири и п-ова Ямал (типичный диапазон пластовых
температур составляет 20 —40 °C), прогнозные температурные режимы ус-
тановок осушки по предлагаемой технологии следующие:
• температура контакта в абсорбере А-1 варьируется в диапазоне 10 —
20 °C (и исключительно редко может быть ниже 10 °C);
« температура контакта в абсорбере А-2 в начальный бескомпрессор-
ный период эксплуатации меняется в диапазоне от — 5 до 5 °C в холодное
время года и в диапазоне 10—20 °C в летнее время года (в предположении,
что в начальный период эксплуатации СОГ отсутствует, а охлаждение газа
между ступенями осушки осуществляется только в холодное время года с
использованием аппаратов воздушного охлаждения), тогда как в компрес-
сорный период эксплуатации температура контакта в А-2 существенно
выше и может меняться от 0 до 35 —40 °C (последние значения температу-
ры возможны для летнего времени года в отсутствие СОГ).
В начальный период эксплуатации в технологической схеме гликоле-
вой осушки газа отсутствуют ДКС-1 и ДКС-2 и, возможно, СОГ. Эти ап-
параты вводятся в технологический процесс по мере необходимости при
падении пластового давления в процессе разработки месторождения. В
этом случае общая технологическая схема, представленная на рис. 7.9, уп-
рощается, и ее вариант представлен на рис. 7.10, где показаны многофунк-
циональные аппараты МФА-1 и МФА-2, включающие сепаратор, абсорбер
и фильтр в одном многофункциональном агрегате. Если заменить МФА-1
на сепаратор С-1, то практически приходим к технологической схеме Тю-
менНИИГипрогаза (см. рис. 7.7), отличия, однако, остаются и состоят в
возможности более экономичных схем циркуляции гликоля в установке (а
также при необходимости специфических технологий использования лету-
чих ингибиторов гидратообразования для ингибирования СОГ или АВО).
Детально остановимся на анализе вариантов циркуляции гликоля. Для
определенности будем полагать, что температура газа в МФА-1 варьируется
вблизи 15 °C. Приводимые ниже величины концентрации ДЭГа даны имен-
но для диапазона давлений 4 — 8 МПа и указанного температурного режима
абсорберов.
11*
323
Рис. 7.10. Технологическая схема двухступенчатой гликолевой осушки газа в на-
чальный период эксплуатации месторождения:
МФА-1 — многофункциональный аппарат первой ступени осушки: МФА-2 — многофункци-
ональный аппарат второй ступени осушки; РГ — система регенерации гликоля
Варианты циркуляции гликоля (ДЭГа, ТЭГа, ЭГа и пр.) могут быть
следующими (для определенности считаем, что используется наиболее рас-
пространенный в отечественной практике осушающий агент — диэтилен-
гликоль).
1 . Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (ори-
ентировочно в диапазоне 90 —96 мас.%) подается в каждый из абсорберов,
а также перед АВО (СОГ), потоки насыщенного ДЭГа из каждого аппарата
объединяются (при этом концентрация отработанного гликоля составит
87 —93 мас.%) и поступают в систему регенерации. Эта схема циркуляции
наименее оптимальна с точки зрения как нагрузки по жидкости установки
регенерации, так и по ее температурным режимам. Однако при такой схе-
ме циркуляции гликоля достигается наиболее низкая точка росы осушенно-
го газа.
2 . Регенерированный ДЭГ с концентрацией 95 —97 мас.% подается в
абсорбер А-1 (в аппарат МФА-1); отработанный раствор ДЭГа из МФА-1
делится на два потока, причем меньшая его часть подается в АВО, а боль-
шая — в абсорбер А-2. Отработанный (насыщенный) ДЭГ из АВО и А-2
объединяется в один поток и поступает в систему, регенерации. Достоинст-
во этой схемы по сравнению с предыдущей: меньшая нагрузка по жидкос-
ти в установке регенерации и более низкая концентрация гликоля в А-2
(существует оптимальная концентрация гликоля с точки зрения вязкости
раствора, поскольку ДЭГ высоких концентраций вообще затруднительно
использовать как осушающий агент из-за высокой вязкости при низких
температурах контакта).
3 . Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (93 —
96 мас.%) подается в абсорбер А-2, отработанный раствор гликоля (с полу-
глухой тарелки) подается в АВО, отработанный раствор ДЭГа после АВО
(из сепарационной части МФА-2) поступает в МФА-1 (в абсорбер А-1), й,
наконец, насыщенный ДЭГ (концентрация 88 —91 мас.%) после контакта с
влажным газом в А-1 направляется в систему регенерации гликоля. Эта
"циклическая" схема циркуляции гликоля в двухстадийной системе осушки
324
газа наиболее оптимальна с точки зрения уменьшения кратности циркуля-
ции ДЭГа, а также возможности использования РДЭГа наименьшей кон-
центрации для достижения заданной точки росы осушенного газа (по срав-
нению с предыдущими вариантами). Недостаток данной технологии цирку-
ляции ДЭГа — направление всего потока отработанного в А-2 гликоля в
АВО: существующие конструкции аппаратов воздушного охлаждения газа
не рассчитаны на возможность столь большой нагрузки по жидкости (в
диапазоне 5 — 10 кг/1000 м3 газа). Поэтому мы рекомендуем для реально су-
ществующих конструкций АВО хотя и менее оптимальный, но более тех-
нологический вариант 4.
4 . Регенерированный ДЭГ достаточно высокой концентрации (93 —
96 мас.%) подается в абсорбер А-2, отработанный раствор ДЭГа после аб-
сорбера А-2 делится на два потока: меньшая его часть (до 0,2 —
0,3 кг/1000 м3) поступает в АВО (обеспечивая надежность эксплуатации АВО
в безгидратном режиме), а большая — в абсорбер А-1. Потоки отработан-
ного насыщенного ДЭГа после А-1 и АВО объединяются и поступают на
установку регенерации. Предельный (частный) случай этой схемы циркуля-
ции гликоля — отсутствие подачи гликоля в АВО.
В зависимости от термобарических режимов работы двухступенчатой
двухтемпературной установки осушки газа наиболее приемлемым с техно-
логической точки зрения является тот или иной вариант циркуляции глико-
ля в системе по пп. 1 — 4. Следует особо подчеркнуть, что любой из пере-
численных вариантов циркуляции гликоля в рамках предлагаемой двухсту-
пенчатой технологии осушки газа (см. рис. 7.9 и 7.10) имеет существенные
преимущества перед базовым вариантом (см. рис. 7.2 и 7.3) подготовки га-
за сеноманских залежей:
• обеспечивается более высокая надежность работы установки осушки
газа, поскольку легко достигается требуемая точка росы газа по влаге даже
при самых неблагоприятных термобарических режимах;
• установка регенерации гликоля может функционировать в более
"мягком" термодинамическом режиме, что приводит к уменьшению энерге-
тических затрат на регенерацию насыщенного гликоля, а также сущест-
венно облегчается процесс очистки ДЭГа от примесей.
Проведенные расчеты показывают, что наиболее технологичным явля-
ется вариант циркуляции ДЭГа по п. 4 с сохранением принципиальной
возможности его подачи перед АВО в небольшом количестве (до 0,2 —
0,3 кг/1000 м3), главным образом, с целью повышения надежности работы
АВО в безгидратном режиме. Предлагаемая технология двухстадийной
осушки газа на двух температурных уровнях оказывается работоспособ-
ной и в широком диапазоне термобарических условий (например, при
подключении ДКС в "голове" технологического процесса, отключении АВО
в летнее время и отсутствии СОГ и, как следствие, наличии высокой тем-
пературы контакта до 35 °C в абсорбере А-2). Кроме того, сохраняется во
всех случаях возможность использования в качестве абсорбента диэтилен-
гликоля.
Таким образом, выше рассмотрены вопросы совершенствования тех-
нологических схем абсорбционной осушки газа с учетом специфики се-
верных газовых месторождений России. Предложен технологический про-
цесс двухступенчатой (на двух температурных уровнях) осушки газа. Рас-
сматриваемый технологический процесс вполне может быть доведен до
уровня "типового" с целью использования его при проектировании обуст-
325
ройства новых газовых месторождений севера Тюменской области и п-ова
Ямал, а также при модернизациях действующих установок осушки тощих
газов.
7.2. ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ
ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ НА УСТАНОВКАХ
КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ниже анализируется опыт эксплуатации основного технологического обо-
рудования сеноманских УКПГ Уренгойского месторождения [224, 227,
230 — 232], промысловый опыт Ямбургского месторождения представлен в
[216, 248].
Проектом обустройства Уренгойского месторождения (сеноманской
залежи) предусмотрена коллекторно-кустовая схема сбора газа. Куст вклю-
чает в себя 3 — 5 скважин. Природный газ от скважин поступает в газовые
коллекторы кустов, по которым транспортируется на установках ком-
плексной подготовки газа (УКПГ). Подготовка природного газа к транс-
порту осуществляется на установках комплексной подготовки газа абсорб-
ционным методом с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля.
В настоящее время на Уренгойском месторождении находятся в экс-
плуатации пятнадцать УКПГ с гликолевой осушкой природного газа сено-
манских залежей. Принципиальная схема приведена на рис. 7.2 и 7.3. На
каждой УКПГ функционируют дожимные компрессорные станции (ДКС-2)
первой очереди (первой по времени ввода), но второй ступени по ходу
газа, расположенные после системы осушки газа. В настоящее время на
большинстве УКПГ подключены или подключаются компрессорные стан-
ции второй очереди, расположенные до абсорбера (первой ступени сжа-
тия — ДКС-1).
В начальный период обустройства месторождения на четырех первых
установках осушки (УКПГ 1—4) была применена дискретная схема распо-
ложения оборудования сепаратор — абсорбер — фильтр (как на рис. 7.2)
единичной производительностью технологической нитки 3 млн. м3/сут
(абсорберы ГП-252 по номенклатуре АО ЦКБН, диаметр аппаратов
1600 мм). В дальнейшем после первичной модернизации технологического
оборудования, заключавшейся в установке в верхней части абсорбера
фильтр-патронов, производительность абсорбера была увеличена до 5 млн.
м3/сут газа (рис. 7.11).
В целях экономии производственных площадей и уменьшения метал-
лоемкости оборудования на УКПГ 5 были размещены многофункциональ-
ные аппараты (МФА) осушки газа производительностью 5 млн. м3/сут
(абсорбер ГП-365 диаметром 1200 мм и высотой 16 м), включающие сепара-
ционную, массообменную и фильтрационную части в одном аппарате. За
МФА на УКПГ 5 были установлены фиЛьтр-сепараторы. На последующих
УКПГ 6 — 10 установлены МФА без фильтр-сепараторов (рис. 7.12).
326
Рис. 7.11. Схема абсор- Выход газа
бера ГП-252 -т-----------------г-
В настоящее время на Уренгойском месторождении на УКПГ 5—10
эксплуатируются 90 МФА проектной производительностью 5 млн. м3/сут.
Типовая конструкция ГП-365 представляет собой колонну, функционально
разделенную на три секции: сепарации, абсорбции и секции улавливания
гликоля. Первая по ходу газа секция сепарации состояла из сепарацион-
327
Выход газа Q
Рис. 7.12. Схема абсорбера ГП-365
ной тарелки, оснащенной 86 сепарационными центробежными элементами
диаметром 60 мм (ГПР-202 по спецификации АО ЦКБН). Массообменная
секция состояла (в проектном варианте) из пяти контактных ступеней,
каждая из которой включала ситчатую тарелку с отверстиями 6 мм и сепа-
рационную тарелку с центробежными элементами. Следующая по ходу газа
секция улавливания гликоля, состоящая из 54 фильтр-патронов с намоткой
из фильтрующего материала и рукавной сетки, служит для очистки осу-
шенного газа от капельного гликоля. Слив уловленного в секции коагуля-
ции гликоля осуществляется по наружной переточной трубе на полуглухую
тарелку абсорбционной секции.
На пяти УКПГ сеноманской залежи (11 — 15 и 1АС) были размещены
МФА осушки газа ГП-502 (сходной с ГП-365 по компоновке) производи-
тельностью 10 млн. м3/сут, диаметром — 1800 мм, высотой 16,6 м, с разме-
щением отдельно стоящих сепараторов перед МФА.
Анализ эффективности работы основного
технологического оборудования
(в проектном варианте)
Эффективность работы аппаратов осушки газа определяется следующими
основными показателями:
• глубиной извлечения влаги из газа;
• потерями ДЭГа с осушенным газом;
• длительностью межревизионного периода.
Основными факторами, влияющими на эффективность работы техно-
логического оборудования осушки газа, являются:
• линейная скорость газа в аппарате, обусловленная его диаметром,
конструкцией и параметрами газа (расход, давление, температура);
• качество работы фильтрационной части, которое обусловливает ве-
личину потерь ДЭГа с осушенным газом и величину межревизионного пе-
риода;
• качество работы массообменной части, которое обусловливает глу-
бину осушки газа и нагрузку фильтрационной части по ДЭГу;
• качество работы сепарационной части, которое обусловливает кон-
центрацию воды в отработанном растворе гликоля (НДЭГа), влияющую на
эффективность работы системы регенерации и концентрацию мехприме-
сей и минеральных солей в НДЭГе, что в свою очередь влияет на величину
межревизионного периода работы фильтрационной части МФА, фильтров
и другого оборудования.
Как указано ранее, на УКПГ сеноманской залежи Уренгойского
месторождения в эксплуатации находятся три основных аппарата осуш-
ки газа: ГП-252, ГП-365, ГП-502. Для сравнения: сеноманские УКПГ
Ямбургского месторождения оснащены абсорберами типов ГП-502
(УКПГ 1, 2, 5) и ГП-778 (УКПГ 3, 4, 6, 7) номинальной производительностью
10 млн. м3/сут.
Абсорбер ГП-252. Опыт эксплуатации аппаратов ГП-252 на четырех
УКПГ сеноманской залежи показал их надежную и эффективную, рабо-
ту. На. наш взгляд, это объясняется заложенной в проекте обустрой-
ства месторождения несколько избыточной надежностью оборудования
(относительно большим диаметром аппаратов и дискретностью расположе-
ния технологических аппаратов).
329
55
30
25
20
15
10
X
5 ---------1---------1---------1---------1--------1
0,6 0,7 0,8 0,9 I 1,1
F/F«p
о ГПР-252 A [ ГПР-502 X ГПР-365
Рис. 7.13. Зависимость потерь ДЭГа от F/F„p
Абсорбер ГП-365. Согласно технической документации, аппарат ГП-
365 должен был обеспечивать величину потерь гликоля с осушенным газом
не более 10 г/1000 м3 газа. Реальные потери ДЭГа с осушенным газом из
аппаратов ГП-365 (проектный вариант) были в 3 — 5 раз выше.
Опыт эксплуатации данного вида оборудования показал его неэффек-
тивную и ненадежную работу (аппараты требовали ревизии через полгода
эксплуатации, унос ДЭГа превышал 30 г/1000 м3). В период максимального
отбора газа на месторождении неэффективная работа этих аппаратов при-
водила к большим потерям гликоля и к нарушениям технологического ре-
жима работы оборудования (вплоть до отключения подачи ДЭГа на неко-
торые технологические нитки УКПГ).
Повышенный вынос ДЭГа и малый межревизионный период абсорбе-
ра ГП-365 (производительностью 5 млн. м3/сут) объясняются конструктив-
ными недостатками и относительно малым диаметром аппарата, что и
обусловило наиболее жёсткий режим его эксплуатации.
Абсорбер ГП-502. Опыт эксплуатации аппаратов ГП-502 показал вы-
сокую эффективность и надежность их работы (унос ДЭГа — до
20 г/1000 м3, межревизионный период до двух лет). На наш взгляд, это объ-
ясняется относительно большим диаметром аппарата и большим запасом
надежности.
На рис. 7.13 приведены усредненные данные по сравнительной эффек-
тивности работы аппаратов осушки газа за весь период эксплуатации. Как
видно из приведенных данных, в наиболее жестком режиме эксплуатации,
характеризующемся отношением текущего и проектного факторов скоро-
сти (F/Fnp), работали аппараты ГПР-365.
Таким образом, наиболее удачной проектной схемой осушки и конст-
рукции основного технологического оборудования на Уренгойском ГКМ
является МФА ГП-502 производительностью 10 млн. м3/сут, наименее удач-:
ной — МФА ГП-365. При этом все типы аппаратов обеспечивали требуе-
мую глубину осушки газа.
ззо
Модернизация аппаратов осушки газа
на Уренгойском месторождении
Для обеспечения нормальной работы оборудования по осушке газа в де-
кабре 1986г. было определено основное требование — обеспечение номи-
нальной производительности многофункциональных аппаратов с мини-
мальнььми потерями ДЭГа и максимальным межревизионным периодОхМ в
условиях падения давления в аппаратах до 3,4 МПа в связи с тем, что пер-
вая очередь дожимной компрессорной станции (ДКС-2) на промыслах
Уренгойского месторождения планировалась размещаться за УКПГ после
системы осушки газа.
В связи с этим возникла необходимость модернизации аппаратов
осушки газа. Модернизация проводилась совместно с научно-иссле-
довательскими и опытно-конструкторскими организациями, в основном с
Центральным конструкторским бюро нефтяного и химического машино-
строения (ЦКБН) и ТюменНИИГипрогазом (ТНГГ) по всем трем направле-
ниям совершенствования их конструкции: нижней сепарационной части,
средней массообменной части и верхней фильтрационной части аппаратов.
Нижняя сепарационная секция абсорберов МФА Нижняя сепараци-
онная секция в МФА УКПГ сеноманской залежи представлена двумя кон-
струкциями:
» штатная — на базе элементов ГПР-202 диаметром 60 мм;
• модернизированная по варианту ЦКБН на базе элементов ГПР-353
диаметром 100 мм и элементов ГПР-515 (рис. 7.14).
Начиная с 1987 г. на технологических нитках № 1, 2, 7, 4 УКПГ 11,
№ 1, 2, 4, 5, 6 УКПГ 12, № 1-6 УКПГ 13 и № 1, 5 УКПГ 15 в сепараторах
были установлены и испытаны сепарационные тарелки с сепарационными
элементами центробежного типа, имеющими каналы рециркуляции и отсо-
са части газа — ГПР-353 конструкции ЦКБН с тангенциальным узлом вхо-
Рис. 7.14. Центробежные элементы
331
да газа и пескосъемником, что на порядок улучшило эффективность рабо-
ты сепараторов по сравнению со штатной конструкцией. На графике (рис.
7.15) представлены результаты сравнительных испытаний сепараторов с
сепарационными тарелками штатной конструкции — линия а (ГПР-202) и
модернизированной ЦКБН — линия б (ГПР-353).
Применение специальной конструкции входного устройства для пес-
коулавливания и более совершенных сепарационных элементов существен-
но сократило попадание мехпримесей и солей в массообменную секцию.
Средняя массообменная секция. Средняя массообменная секция пред-
ставлена следующими модификациями:
• штатная на базе сетчатых тарелок + контактно-сепарационные
элементы ГПР-202 (рис. 7.16, а);
о модернизированная по варианту ТНГГ за счет раздвоения потока и
применения насыпной насадки (рис. 7.16, в, абсорбционная часть);
• модернизированная по варианту ЦКБН за счет монтажа дополни-
тельно к штатной конструкции сетчатых насадок, глушения сливных кар-
манов и дополнительной врезки сливных труб (рис. 7.17, а);
о модернизированная по варианту ЦКБН за счет применения 4 таре-
лок с центробежными контактно-сепарационными элементами ГПР-362
вместо штатной конструкции (рис. 7.17, в).
Как уже отмечалось, одним из основных факторов, определяющих в
целом эффективность работы оборудования (по уносу гликоля), является
нагрузка фильтрационной части аппарата по жидкости. Исследования по
определению уноса ДЭГа из массообменной части в фильтрующую показа-
ли, что при производительности, близкой к 5 млн. м3/сут, и давлении 6 —
7 МПа:
• проектная конструкция ГП-365 (см. рис. 7.16, а) допускает унос до
2 — 2,5 г/м3 газа;
• конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7.16, б): фильтр-бараба-
ны под фильтрующими патронами — унос до 0,15 г/м3;
® конструкция ТюменНИИГипрогаза (см. рис. 7,16, в, абсорбционная
часть): разделение потока + фильтр-барабаны — унос до 0,01 г/м3;
® конструкция ЦКБН (см. рис. 7.17, а) с контактно-сепарационными
насадками в абсорбционной части и сепарационной тарелкой с элементами
ГПР-353 перед фильтрующей частью — до 0,1 г/м3;
Унос капельной
Рис. 7.15. 'Зависимость уноса
жидкости из сепаратора: .....
а — с серийными элементами ГПР-
202; б — с новыми рециркуляционны-
ми элементами
332
в
(абсорбционная часть)
Рис. 7.16. Модернизация многофункциональных аппаратов ГП-365 по вариантам ТюменНИИГипрогаза
о
Рис. 7.17. Основные схе-
мы модернизации мно-
гофункциональных ап-
паратов ГП-365 по вари-
антам ЦКБН
• конструкция ЦКБН (рис. 7.17, в) с контактно-сепарационными эле-
ментами ГПР-362 в абсорбционной части — до 0,075 г/м3.
Как видно из приведенных результатов исследований, конструкция
абсорбционной части с разделением потока обеспечивает наименьшую на-
грузку фильтрационной части аппаратов по ДЭГу, а следовательно, умень-
шается количество механических примесей, поступающих с ДЭГом на
фильтр-патроны, что увеличивает межремонтный период аппаратов осуш-
ки газа.
Верхняя сепарационная секция. Верхняя сепарационная секция МФА
(ГП-365) представлена двумя группами модификаций:
а) модификации с устройствами, обеспечивающие предварительную
сепарацию капельного ДЭГа (уносимого из абсорбционной секции) и тем
самым разгрузку фильтрующих патронов по ДЭГу (см. рис. 7.16, б);
б) модификации, обеспечивающие окончательную сепарацию без при-
менения фильтрующих патронов (см. рис. 7.17, в).
Вместо фильтрующих патронов в ходе промысловых испытаний уста-
навливались:
• центробежные элементы ГПР-353 + горизонтальная сетка;
• центробежные элементы ГПР-515 с горизонтальной сеткой или без
нее;
« сетчатые барабаны "Интенсеп";
• центробежные элементы ГПР-515.
Модификации группы (а) обеспечивают увеличение времени наработки
"на отказ”, поскольку фильтрующие патроны выполняют функцию оконча-
тельной очистки газа от ДЭГа. Основная идея применения модификаций
группы (б) — исключить наличие фильтрующих патронов вследствие за-
бивки их мехпримесями и выхода из строя при повышении их гидравли-
ческого сопротивления.
На основании многочисленных промысловых исследований можно
сделать вывод, что модификации группы (а) оказались наиболее приемле-
мыми для обеспечения минимальных потерь ДЭГа при возможно большей
производительности аппарата. Отказаться же от фильтр-патронов верхней
части аппарата на основании многократных испытаний различных конст-
рукций пока что не считаем возможным. Вместе с тем работу по замене
фильтр-патронов на более совершенные конструкции необходимо про-
должить.
Следует отметить, что основной причиной неэффективной работы
оборудования осушки газа по критерию "унос с осушенным газом" явля-
лась ненадежная работа фильтрационной части аппаратов. Из-за большой
нагрузки по жидкости и высокого содержания мехпримесей уже через 3 —
4 мес после ревизии фильтр-патроны забивались мехпримесями, что при-
водило к возрастанию перепада давления по фильтрационной части и, как
следствие, повышенному выносу мелкодисперсного ДЭГа с осушенным
газом. Поэтому наряду с изменением конструкции аппаратов велась работа
по повышению эффективности очистки ДЭГа от мехпримесей (состоящих
в основном из продуктов коррозии оборудования и трубопроводов, про-
дуктов разложения и окисления ДЭГа, песка и грязи). В частности, на
УКПГ быди размещены фильтры тонкой очистки ДЭГа типа ФВТН-10, а
также проверялись различные технические предложения специалистов
Уренгойгазпрома и ТюменНИИГипрогаза.
Компоновки модернизированных аппаратов осушки. На УКПГ сено-
335
майской залежи УНГКМ были испытаны различные компоновки и моди-
фикации модернизаций аппаратов осушки газа. На рис. 7.16 представлены
схемы модернизаций по вариантам Тюменгазтехнологии:
« рис. 7.16, а — штатная конструкция;
® модернизация с сетчатыми барабанами под фильтрующими патро-
нами (7.16, б);
о модернизация (рис. 7.16, в) с сетчатыми барабанами под фильтрую-
щими патронами и измененной массообменной секцией за счет исключе-
ния тарелок с элементами ГПР-202, раздвоения потока газа и контактных
ступеней, выполненных из насыпной насадки (седла Инталокс — толщина
400 мм, кольца Рашига — толщина 400 мм).
Обсудим теперь результаты модернизаций абсорберов в целом и вы-
текающие из этого практические рекомендации.
Абсорберы ГП-252. Абсорберы этого типа находятся в эксплуатации
на УКПГ 1—4. Эти аппараты представляли собой колонну диаметром 1,6 м,
оснащенную колпачковыми тарелками. По предложению ЦКБН абсорбер
был модернизирован — в верхней его части на месте 13-й и 14-й контакт-
ных тарелок была смонтирована ступень фильтрации, оснащенная фильтр-
патронами, которые устанавливались на патрубки демонтированных кол-
пачков. Конструкция фильтр-патронов аналогична использованной в МФА
типа ГП-365 и представляет собой цилиндрический каркас из перфориро-
ванного листа, на который намотано в 5 —6 слоев лавсановое техполотно.
Снизу и сверху намотка из техполотна армирована 2 — 3 слоями металли-
ческой рукавной сетки.
Выбор схемы модернизации абсорберов типа ГП-252 производился на
основании положительных результатов ранее проведенной реконструкции
МФА серии ГП-365 (приведены ниже), где был использован принцип деле-
ния потока обрабатываемого газа на две части.
Основные технические решения по модернизации заключались в сле-
дующем:
о колпачковые тарелки демонтируются и заменяются на 4 сетчатые
тарелки;
• поток обрабатываемого газа переточными трубами и перегородками
делится на две равные части, которые осушаются на двух чередующихся
ступенях контакта;
• для увеличения глубины осушки газа на контактную ступень поме-
щается слой насадки из керамических седел Инталокс высотой от 400 до
600 мм;
• для улавливания капель абсорбента на место 11-й контактной тарел-
ки монтируются на трех полотнах 10 сетчатых фильтр-патронов (типа
СФП-3.00.000).
Впервые модернизация абсорбера типа ГП-252 была осуществлена на
технологической линии № 12 УКПГ 4 в августе 1989 г. К концу 1991 г. ап-
парат отработал без ревизии более двух лет, при этом унос гликоля при
рабочих давлениях 5,5 —5 МПа и расходах газа 170 — 190 тыс.м3/ч не пре-
вышал 9 — 12 г/тыс. м3.
Абсорбер ГП-365. Как уже отмечалось, данная конструкция является
наименее удачной из проектных конструкций аппаратов, поэтому модер-
низации данного оборудования уделялось особое внимание. Наиболее-удач-
ной схемой модернизации МФА типа ГП-365 явилась схема, предложенная
ТНГГ и впервые испытанная в 1988 г. на т.н. №7 УКПГ 10. Эта схема мо-
336
дернизации с разделением потока газа в массообменной части аппарата на
две части с установкой до фильтр-патронов дополнительной ступени филь-
трации (фильтр-барабанов СФП-1) показана на рис. 7.16, в.
Основная идея, заложенная при модернизации аппаратов (конструкции
ТНГГ), заключается в разделении потока осушаемого в массообменной
ступени газа на две части, для чего используется система переточных труб
и разделяющих перегородок. Это привело к снижению линейных скоро-
стей в контактной ступени в два раза, существенно снизило унос абсор-
бента в капельном виде на секцию доулавливания гликоля, что приводит к
уменьшению загрязнения фильтрующего материала. Это, в свою очередь,
позволяет обеспечить более длительный период межремонтной эксплуата-
ции аппарата с сохранением приемлемой величины потерь гликоля. Анализ
работы модернизированных аппаратов показывает, что они работают
достаточно эффективно (по критерию — технологические потери ДЭГа в
капельном виде). В данной конструкции аппарата осушки нагрузка
на фильтрующую часть МФА значительно снижается (практически в 100
раз — с 2 — 3 г/м3 в штатной конструкции до 0,01—0,03 г/м3 в модернизи-
рованной).
Опытно-промышленная эксплуатация модернизированных по этой
схеме аппаратов на двух технологических линиях показала положительные
результаты, на основании которых было принято решение о тиражирова-
нии подобной модернизации для аппаратов осушки газа типа ГП-365 и
ГП-252 в широких масштабах. Промысловые исследования и результаты
промышленной эксплуатации 80 аппаратов подтвердили высокую эффек-
тивность работы МФА после такой модернизации. При этом за счет ин-
тенсификации массообмена посредством применения различных насадок в
абсорбционной части аппарата (кольца Рашига, седла Инталокс и т.д.) на
всех режимах работы модернизированных аппаратов качество подготавли-
ваемого газа соответствовало требованиям ОСТ 51.40 — 93.
Внедрение данной схемы модернизации привело к повышению надеж-
ности и эффективности работы основного технологического оборудования
и увеличению производительности установок осушки газа в 1,5 раза по
сравнению с проектной. На рис. 7.18 представлены сравнительные харак-
теристики эксплуатируемых на УНГКМ аппаратов осушки газа по зависи-
мости унос ДЭГа — время наработки.
На рис. 7.17 представлены основные схемы модернизаций аппаратов
ГП-365 по вариантам ЦКБН:
• модернизация нижней сепарационной и верхней части массообмен-
ной секции (под фильтрующими патронами) с заменой сепарационных
элементов диаметром 60 мм на элементы ГПР-353 диаметром 100 мм. Над
Рис. 7.18. Зависимость уносов
ДЭГа от времени наработки ап-
паратов осушки газа:
! — ГП-365 (проектный); 2 — ГП-
365 (модернизированный); 3 — ГП-
502; 4 - ГП-252
337
сетчатыми тарелками смонтированы специальные сетчатые контактно-
сепарационные насадки (ГПР-435); УКПГ 9, т.н. №2 (см. рис. 7.17, а);
• модернизация с заменой фильтр-коагулирующей секции на сепа-
рационную насадку из овально-цилиндрических элементов модульного ти-
па (ГПР-445) вместо фильтрующих патронов; УКПГ 8, т.н. 13 (см.
рис. 7.17, б);
• модернизация с установкой в абсорбционной части контактно-
сепарационных тарелок с элементами ГПР-362 на месте фильтр-патронов
сепарационной тарелки с элементами ГПР-515 (см. рис. 7.17, в).
В целом перечисленные модернизации ЦКБН не показали достаточную
эффективность работы МФА осушки газа типа ГП-365 по сравнению с ап-
паратами, модернизированными по схеме ТНГГ (с разделением потока),
хотя отдельные моменты компоновки аппаратов, такие как сепарационные
тарелки с элементами ГПР-515, ГПР-353 и контактно-сепарационные та-
релки с элементами ГПР-362, показали эффективную и надежную работу.
К основным недостаткам модернизации конструкции аппаратов осуш-
ки газа, предложенной ТНГГ (с разделением потока), можно отнести срав-
нительно менее эффективную работу массообменной части из-за уменьше-
ния площади контакта газ — ДЭГ и недостаточную надежность применяе-
мых насадок (постепенное разрушение керамической насадки и засмоле-
ние пластиковых насадок). Другим недостатком конструкции являются
высокая нагрузка по жидкости на фильтрационную часть (вплоть до
"захлебывания" аппарата) и, как следствие, малый межревизионный
период.
Абсорбер ГПР-502. Учитывая предыдущий опыт модернизаций аппара-
тов осушки газа, на УКПГ 12 были проведены модернизации серийного
аппарата ГП-502 по вариантам ЦКБН (т.н. №6) и ТНГГ (т.н. №4). Суть
модернизации заключалась в следующем:
• абсорбционная часть МФА т.н. № 4 модернизирована по методике
ТНГГ с разделением потока, в качестве коагулирующих элементов установ-
лены слои рукавной сетки, перед фильтр-патронами установлена тарелка с
Рис. 7.19. Варианты компоновки контактно-сепарационных элементов
ГПР-362
338
Таблица 1Л
Результаты сравнительных испытаний технологических ниток
№ 4, 5, 6 УКПГ 12 (технологическая нитка № 4 - модернизация
ТНГГ, т.н. №5 - штатная конструкция, т.н. №6 - .модернизация
АО "ЦКБН")
Технологические пара- метры Т.н. № 4 Т.н. №5 Т.н.№6
Давление газа, МПа 4.2 4.2 4.2
Температура газа, °C 10 10 10
Расход газа, тыс. м'/ч 204 203 192
Подача гликоля, м3/ч 1,72 0,77 1.12
Температура точки росы, °C -19,5 -22.7 -20,5
элементами ГПР-515 конструкции ЦКБН (первый опыт совместной модер-
низации ЦКБН и ТНГГ);
• в абсорбционной части МФА т.н. № 6 установлены контактные се-
парационные тарелки с элементами ГПР-362 конструкции ЦКБН, работа-
ющие в режиме контактирования и сепарации (рис. 7.19, а);
• на верхней сепарационной тарелке за фильтр-патронами установле-
ны те же элементы ГПР-362, работающие в режиме сепарации (рис.
7.19, б).
В табл. 7.1 представлены результаты исследований сравнительной эф-
фективности работы модернизированной по варианту ТНГГ т.н. №4, 5 —
штатной конструкции и модернизированной по варианту ЦКБН т.н. № 6.
Как видно из данных, представленных в табл. 7.1, модернизация ТНГГ не
обеспечивает эффективную осушку газа. При вдвое большей подаче ДЭГа
на т.н. № 4 по сравнению с подачей на т.н. № 5 — эффективность осушки
ниже.
В ноябре 1995 г. выполнены испытания модернизированного по схеме
ЦКБН абсорбера осушки газа на УКПГ 12 (т.н. № 6). Основные результаты
испытаний представлены на рис. 7.20. Унос ДЭГа из аппарата при произ-
водительности до 260 тыс. м3/ч (при F/Fap = 0,9 — отношения текущего и
проектного факторов скорости) не превышает проектной величины
15мг/м3. При превышении фактора скорости по аппарату выше проект-
ного (F/Fnp > 1) на т.н. №6 наблюдался массовый вынос ДЭГа из аб-
сорбционной части в фильтрационную, вплоть до полного зависания аб-
сорбента.
Как показал сравнительный анализ результатов испытаний технологи-
ческих ниток № 4, 6 УКПГ 12, перечисленные недостатки схем модерниза-
Рис. 7.20. Результаты испыта-
ний технологической нитки
№ 6 УКПГ 12:
а — унос ДЭГа из массообмен-
ной части; 6 — унос ДЭГа из
МФА
339
ций ЦКБН и ТНГГ не были устранены. Поэтому, обобщая накопленный
опыт эксплуатации различных модификаций и схем модернизаций основ-
ного технологического оборудования, учитывая их положительные и отри-
цательные стороны, можно сделать вывод, что для проектирования вновь
обустраиваемых месторождений Западно-Сибирского региона наиболее
приемлемой по всем характеристикам является следующая компоновка
МФА на основе серийного аппарата ГП-502:
о сепарационная часть — сепарационная тарелка с элементами ГПР-
515 (ГПР-353) конструкции ЦКБН;
« абсорбционная часть — массообменные тарелки с контактно-
сепарационными элементами ГПР-362 (с использованием принципа разде-
ления потока газа в массообменной части по схеме ТНГГ);
° перед фильтр-патронами — сепарационная тарелка конструкции
ЦКБН (ГПР-515).
Таким образом, на сегодняшний день на промыслах сеноманской за-
лежи Уренгойского месторождения проведен комплекс научно-
исследовательских работ по реконструкции основного технологического
оборудования. Можно сказать, что Уренгойский промысел — полигон для
отработки новых технических решений и технологий, которые в дальней-
шем находят применение на других северных месторождениях России. На
основании многочисленных промысловых исследований были выбраны
схемы модернизаций, показавшие наибольшую эффективность при мини-
мальных капитальных затратах. Опыт эксплуатации и многочисленные
специальные исследования эффективности работы основного оборудования
осушки газа показали, что:
« наиболее удачной проектной схемой осушки и конструкции основ-
ного технологического оборудования на УГКМ является абсорбер ГП-502
производительностью 10 млн. м3/сут (эти абсорберы установлены на УКПГ
1АС, И, 12, 13, 15);
® наименее удачной — абсорбер ГП-365 (УКПГ 5—10);
® наиболее удачной схемой модернизации МФА ГП-365 явилась пред-
ложенная и впервые испытанная в 1988 г. схема разделения потока газа в
массообменной части аппарата на две части с установкой до фильтр-
патронов дополнительной ступени фильтрации (фильтр-барабанов различ-
ной конструкции);
® наиболее эффективно работающими сепарационными элементами,
испытанными на УНГКМ, являются центробежные элементы ГПР-353 и
ГПР-515 конструкции ЦКБН (также хорошие результаты работы показали
сепарационно-контактные элементы ГПР-362);
® модернизация ТНГГ (разделение потока) обеспечила работоспособ-
ность абсорбера ГП-365 с требуемым качеством газа и минимальными по-
терями ДЭГа.
Испытания многочисленных конструкций фильтрующей части аппара-
тов позволили сделать однозначный вывод о невозможности в настоящее
время отказа от фильтр-патронов, установленных в верхней части аппара-
та. При всей сложности их сборки и монтажа они обеспечивают мини-
мальный вынос ДЭГа и длительный межревизионный период работы мно-
гофункционального аппарата.
Модернизация технологического процесса при
подключении компрессоров второй очереди (ДКС-1)
В системе ДКС-1 второй ступени (первой очереди), установленных после
установок гликолевой осушки газа (ДКС-2), используются агрегаты воз-
душного охлаждения газа (АВО) типа 2АВГ-75, в которых охлаждается по-
ток осушенного газа сеноманских залежей перед подачей его в промысло-
вый коллектор. В эксплуатационном отношении этот тип АВО хорошо за-
рекомендовал себя именно как аппарат охлаждения осушенного газа, на-
пример, в зимнее время аппараты имеют "солидный" запас по требуемой
степени охлаждения и потенциально могут снижать температуру газа на
25—30 °C. Однако этот же тип АВО, согласно проекту, устанавливается и
на ДКС-1 (второй очереди) в "голове" технологического процесса, которые
используются для охлаждения сырого газа. К сожалению, конструктивные
особенности данного типа АВО не позволяют обеспечить равномерное ох-
лаждение потока газа по рядам теплообменных трубок. Нижний пучок
трубок, со стороны которых поступает холодный поток воздуха, охлажда-
ется значительно сильнее, чем верхний пучок трубок, причем эта неравно-
мерность охлаждения может достигать 20 °C и более.
Поэтому в системе ДКС-1 в отдельных секциях АВО, а также в ниж-
них трубках из-за разной интенсивности их охлаждения в зимний период
появляются условия для образования гидратов, что приводит к образова-
нию гидратных пробок в отдельных секциях, отдельных трубках. Это
обусловлено тем, что трубки секций аппарата, расположенные ближе к
потоку холодного воздуха, подаваемого вентиляторами, подвержены более
интенсивному охлаждению и при движении газа в них происходит образо-
вание гидратов и, как следствие, закупорка сечения трубок (вплоть до их
порыва). В этих случаях появляется необходимость перераспределения теп-
ловой нагрузки по секциям АВО, что осуществляется в промысловых усло-
виях следующими способами:
• регулированием производительности потока воздуха за счет измене-
ния угла атаки лопастей вентилятора (в зимний период угол атаки устанав-
ливается минимальным — 8 градусов);
• периодическим отключением отдельных вентиляторов по определен-
ной схеме (в зависимости от температуры окружающего воздуха),
® отключением отдельных секций АВО (1—3 секции), при этом воз-
растают линейные скорости потока газа секций аппарата и уменьшается
вероятность скопления капельной влаги;
• подачей (не предусмотренной проектом) метанола на вход каждой
секции АВО ДКС-1 (до 300 г/1000 м3).
Несмотря на принимаемые перечисленные меры (которые крайне не-
технологичны), в зимний период (при температурах воздуха ниже минус
10— 15 °C) средняя температура газа на выходе из АВО ДКС-1 снижается
лишь до плюс 15 —20 °C, т.е. потенциальные возможности охлаждения газа
в АВО в полной мере не используются. Таким образом, осушка газа в аб-
сорберах осуществляется с повышенной по сравнению с проектом темпе-
ратурой контакта газ — ДЭГ. Фактически осушающая способность ДЭГа
при температурах контакта выше 20 —22 °C, давлениях 4 —5 МПа и макси-
мально возможной концентрации регенерированного ДЭГа (99,3 мас.%) не
позволяет осушать газ в соответствии с требованиями ОСТ 51.40 — 93 в
зимнее время года. Поэтому в некоторые периоды времени года практиче-
341
ски невозможно обеспечить соблюдение требований отраслевого стандарта
(ОСТ 51.40 — 93) относительно точки росы осушенного газа по влаге из-за
работы абсорберов гликолевой осушки при высокой температуре контакта
(в жаркие дни летнего периода температура в абсорбере 'может достигать
35 —40 °C, а в зимнее время при сильных морозах из-за невозможности
эксплуатации АВО на полную мощность по указанным технологическим
причинам также может иметь место повышенная температура контакта,
иногда до 25 — 30 °C).
В связи с изложенным АВО газа данного типа практически невозмож-
но эксплуатировать для охлаждения "сырого" газа на месторождениях
Крайнего Севера без значительных отклонений от требуемых параметров
осушки газа. АВО данного типа модернизировать нецелесообразно, так как
это потребует значительных капвложений. Поэтому в отрасли активно
разрабатываются конструкции АВО, более приспособленные для охлажде-
ния неосушенного газа [243, 244]. Согласно предложениям [242] основные
направления разработки и адаптации АВО для охлаждения неосушенного
газа состоят в следующем:
• обеспечить более равномерное охлаждение газа по теплообменным
трубкам (это можно осуществить за счет изменения схем циркуляции воз-
духа, направив поток воздуха вдоль трубок, а не поперек; модификацией
схем циркуляции холодного воздуха с созданием закрученных потоков;
модификацией конструкций трубок, используя, например, трубки разного
диаметра и различного оребрения с целью обеспечения разных коэффици-
ентов теплообмена по рядам трубок и другими техническими решениями);
• конструктивно разделить АВО на ряд независимых секций с автома-
тической подачей ингибитора гидратообразования только в ту секцию, где
реально возникла гидратоопасная ситуация (а не "размазывать" ингибитор
по всем трубкам АВО).
Следует подчеркнуть, что последующая разработка надежных конст-
рукций АВО — только звено в технологической проблеме обеспечения ка-
чества подготовки газа на поздней стадии эксплуатации месторождения.
Для более полного решения этой проблемы необходимо изменить техноло-
гическую схему и, возможно, подобрать более подходящий абсорбент
(например, в некоторых случаях использовать вместо диэтиленгликоля три-
этиленгликоль). Применительно к условиям Уренгойского месторождения
при подключении в "голове" технологического процесса ДКС-1 наиболее
приемлемый вариант — осуществить технологическую схему осушки газа
на двух температурных уровнях с охлаждением газа в АВО между ступеня-
ми осушки (теоретическое рассмотрение этого вопроса представлено в
разделе 7.1) и сохранить при этом в качестве абсорбента диэтиленгликоль.
В этой технологии снижаются требования к конструкциям АВО (так как на
охлаждение поступает частично осушенный газ), и, как показывают техно-
гические расчеты, вполне можно использовать проектные конструкции
АВО без существенной их модернизации. Соответствующие технологичес-
кие проработки выполнены в работе [214], показывающие достаточную
эффективность данной технологии при условии, что ступень предваритель-
ной осушки соответствует 0,5 теоретической тарелки (это вполне дости-
жимо). Принципиальная технологическая схема двухступенчатой осушки
газа на двух температурных уровнях применительно к условиям Уренгой-
ского месторождения представлена на рис. 7.21.
В настоящее время на УКПГ 3 Уренгойского месторождения смонти-
342
регенерацию
Вода в п/к
Рис. 7.21. Схема двухступенчатой осушки газа на двух температурных уровнях [применительно к УКПГ Уренгойского
месторождения)
Рис, 7.22. Реализованная технологическая схема двухступенчатой осушки газа на УКПГ 3 Уренгойского месторождения:
ЦОГ - цех очистки газа ДКС; С-101 - сепараторы ЦОГ; ФС-101 - фильтр-сепараторы ЦОГ; Р-101 - разделители ЦОГ. Цех осушки газа и
регенерации ДЭГ: С-1 - сепаратор, А-1 - абсорбер, Ф-1 - фильтр. Е - емкости, Н-1 - насосы, Д-1 - десорбер, И-1 - испаритель,
Х-1 — холодильник, Т — теплообменник, В-1 — выветриватель
рована схема двухступенчатой осушки газа и проводятся промысловые ис-
пытания. Предварительные результаты показывают близкое соответствие
прогнозных и фактических показателей в части эффективности первой
ступени осушки, что обеспечивает функционирование АВО газа в безгид-
ратном режиме работы. Технологическая схема процесса двухступенчатой
осушки газа приведена на рис. 7.22. Схема включает предварительную
осушку газа до АВО первой ступени и окончательную осушку в абсор-
бере.
Предварительная осушка сырого газа осуществляется в цехе очистки
газа [ЦОГ]. Суть процесса заключается в следующем. Весь объем отра-
ботанного насыщенного раствора ДЭГ с продувки абсорберов УКПГ с
давлением 5,5 МПа направляется на впрыск во входной трубопровод
0у 500 фильтр-сепаратора ГП-605, где сырой газ осушается в прямотоке с
насыщенным ДЭГ концентрацией 98 — 98,5 %. Далее НДЭГ сепарируется в
фильтр-сепараторе ГП-605 и направляется на установку регенерации
УКПГ.
В качестве контактного массообменного устройства используется пря-
мой участок технологического газопровода Dy 500 цеха очистки газа (ЦОГ)
между входным сепаратором ГП-554 и фильтр-сепаратором ГП-605. Чтобы
обеспечить эффективный контакт НДЭГ с сырым газом, на этом участке
трубопровода предусматриваются струйные распылители НДЭГ.
При работе узла предварительной осушки газа в абсорберах УКПГ
создаются более благоприятные условия для глубокой осушки газа, так как
влагосодержание газа уже существенно ниже из-за того, что на предвари-
тельной ступени контакта до ГПА ДКС-1 происходит извлечение из при-
родного газа 50 — 60% паровой влаги и всего имеющегося количества ка-
пельной влаги. Причем расчетами подтверждается, что при кратности цир-
куляции ДЭГ -10 кг/тыс. м3 и концентрации РДЭГ 99,3 % НДЭГ на выходе
из абсорбера должен иметь концентрацию порядка 98 %, так как влагосо-
держание газа на входе в абсорбер будет 0,075 — 0,15 г/м3.
Отбор газа для струйного распылителя НДЭГ осуществляется с выход-
ного коллектора АВО газа ДКС-2. Это позволяет иметь достаточный запас
давления для реализации критического режима истечения газа через сопла
распылителей, а также дает возможность отбирать с нижней зоны коллек-
тора пленку унесенного с потоком осушенного газа из абсорбера осушки
мелкодисперсного и уже частично скоагулировавшего в системе трубопро-
водов ДКС второй ступени ДЭГ.
Таким образом, внедрение схемы предварительной осушки обеспечит
практически безгидратный режим работы АВО сырого газа, что в свою
очередь позволит поддерживать достаточно низкую температуру газа на
выходе АВО в холодное время года и обеспечить этим самым наиболее
благоприятные условия для абсорбции влаги в осенне-зимний период.
В летний период представляется целесообразным осуществить воз-
можность переключения ДКС первой ступени (ДКС-1) на схему работы
"после УКПГ", что не предусмотрено проектом. Расчеты показывают, что
из-за летнего снижения отборов газа скорость газа в аппаратах осушки,
определяющая потери ДЭГ с осушенным газом, хотя и увеличится, но не
будет превышать критических величин.
7.3. ОСОБЕННОСТИ НОРМИРОВАНИЯ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ГЛИКОЛЕЙ
НА УСТАНОВКАХ ОСУШКИ ГАЗА
Технико-экономический анализ доказывает, что в эксплуатационных за-
тратах на функционирование установок гликолевой осушки газа сущест-
венную долю занимают безвозвратные потери гликоля: в зависимости от
производительности установки, термобарического режима и конструкци-
онных особенностей аппаратов эта доля в общих затратах может состав-
лять от 50 до 80 %.
Особую актуальность проблема оптимизации, сокращения и нормиро-
вания технологических потерь ДЭГа приобрела в последние годы: резко
увеличилась (в относительных показателях) стоимость транспортных рас-
ходов на железнодорожные перевозки гликоля, оптовая цена 1 т ДЭГа по-
стоянно меняется, возникает зависимость потребителей от поставщиков и
производителей гликолей.
Основной единицей измерения норм расхода химреагентов при добы-
че и промысловой подготовке газа является удельный расход в граммах на
1000 стандартно-нормальных м3 (т.е. приведенных к 20 °C и 0,1 МПа) под-
готовленного к дальнему транспорту природного газа. Согласно принятой в
отрасли классификации нормы расхода химических реагентов подразделя-
ются на индивидуальные и групповые.
Применительно к нашему случаю — нормированию гликолей — под
индивидуальной нормой расхода, казалось бы, следует понимать удельный
расход реагента по отдельной технологической линии УКПГ, так как ос-
новная статья потерь (см. ниже) — капельный унос — зависит от текущего
состояния технологического оборудования конкретной линии (в частности,
зависит от того, проводилась ли "модернизция" нитки или нет, когда была
последняя ревизия, и т.п.). Однако следует подчеркнуть, что не все статьи
технологических потерь гликоля можно достаточно четко отнести к кон-
кретной нитке, например, система регенерации является "единой" для всех
ниток УКПГ (в отрасли имеется лишь один случай, когда система реге-
нерации НДЭГа обслуживает две УКПГ, — на Ямбургском месторож-
дении).
Поэтому под индивидуальной нормой расхода гликоля, на наш взгляд,
целесообразно понимать удельную норму его расхода в целом по УКПГ,
тогда как под групповой нормой расхода гликоля будем понимать средне-
взвешенную величину расхода для всего промысла (т.е. по газопромысло-
вому управлению или производственному объединению в целом, что зави-
сит от конкретной ситуации). В то же время отдельные статьи потерь гли-
коля могут и должны дифференцироваться по технологическим ниткам
каждой УКПГ.
Введем следующие обозначения: Grp — групповая (средневзвешенная)
норма расхода гликоля на установках осушки газа в ПО или ГПУ,
г/1000 м3; G, — индивидуальная норма расхода гликоля на i-м УКПГ,
г/1000 м3; О,- — добыча газа по i-му УКПГ, млрд, м3 в год или месяц (в за-
висимости от рассматриваемого случая); дк, gik — составляющие индивиду-
альной нормы расхода гликоля на i-м УКПГ, г/1000 м3.
346
Групповая норма Grp (в целом по промыслу) связана с индивидуальны-
ми нормами G, (по УКПГ) следующим соотношением:
Grp= ' (?Л)
Индивидуальная норма расхода гликоля G на каком-либо УКПГ скла-
дывется из составляющих дк
G = (7.2)
\ к )
или для /-го УКПГ может использоваться следующая эквивалентная запись:
= Р-з)
\, k J
Здесь введен коэффициент запаса К3 на неучтенные (либо непредви-
денные) факторы. Этот коэффициент также косвенно учитывает и неточ-
ности в оценке величин gf. Рекомендуемое нами значение К3 = 1,15. При
соответствующем технологическом обосновании его величина может быть
уменьшена до 1,05—1,1 либо увеличена (но не более чем до 1,2— 1,25).
Основанием для некоторого варьирования величины К3 может служить
анализ фактических и прогнозных норм за предшествующие годы или
предстоящие изменения в технологии и модернизация оборудования
(влияние которых затруднительно в полной мере учесть при планировании
норм: последнее обстоятельство может и быть основанием для некоторого
увеличения К3).
Следует отметить, что определенное количество гликоля, унесенного в
капельном и паровом виде из абсорберов УКПГ в газотранспортную сис-
тему, может улавливаться во входных сепараторах на головной компрес-
сорной станции. В настоящее время разрабатываются варианты технологии
регенерации этого водного раствора гликоля, причем получаемый РДЭГ
может возвращаться в производственное объединение. Однако головная
КС, как правило, не входит в структуру ПО, поэтому возвращаемый в
цикл гликоль следует рассматривать так же, как и поступающий вновь с
завода-изготовителя (однако регенерированный гликоль, возвращаемый с
КС, может иметь несколько меньшую стоимость). Поэтому в настоящее
время не следует модифицировать формулы (7.1) или (7.2), вводя в них до-
полнительное слагаемое GB (со знаком "минус"), ответственное за частич-
ный возврат гликоля в систему осушки. Целесообразнее вводить понятия
фактических потерь с учетом возврата части унесенного с газом глико-
ля (G^.) и без учета возврата (Сф), причем G^ < Сф. При текущем анализе
расхода гликолей полезно и необходимо сопоставлять величины Сф и G$,
намечая при этом пути и мероприятия по сокращению величины G^.
Перейдем к анализу структуры индивидуальной нормы расхода глико-
ля. Прежде всего отметим, что пионером в этом вопросе, по-видимому,
была И.И. Бородина [238J, выделившая девять составляющих безвозврат-
ных потерь гликоля. Детальный анализ показывает, что применительно к
крупным газовым месторождениям Западной Сибири сейчас достаточно
вводить не более семи составляющих технологических потерь гликоля
(ДЭГа и ТЭГа):
347
• gt - механический (капельный) унос гликоля из абсорберов;
• д2 — потери в испаренном виде с осушенным газом;
- — потери с рефлюксом в системе регенерации;
• д, — потери с газом дегазации из выветривателя;
* — потери из-за разложения в системе регенерации;
• д6 — утечки в коммуникациях и потери при ремонтных работах;
• р7 — потери при транспортировке и перекачке.
И.И. Бородина {238] вводила еще две статьи потерь гликоля: отбор
проб на анализы и потери за счет аварийных остановок. По существу, по-
следняя составляющая учитывается и нами, но некоторым эффективным
образом, посредством введения в формулу (7.2) для расчета индивидуальной
нормы коэффициента запаса К2 на неучтенные факторы, тогда как потери
гликоля, связанные с отбором проб на анализы, разумеется, не следует
учитывать в общей структуре норм (из-за крайней незначительности этой
величины). Возможно, в дальнейшем целесообразно выделить в отдельную
статью потери гликоля в установках обессоливания, однако сейчас в этом
еще нет необходимости, поскольку проблема засоления ДЭГа в установках
осушки северных месторождений не приобрела острого характера.
Целесообразно привести обобщенные данные по влиянию каждого
выделенного фактора технологических потерь (в %-ном отношении). Ос-
новным фактором технологических потерь является механический
(капельный) унос ДЭГа с осушенным газом, на долю которого приходится
до 80 % общих потерь (так, на Уренгойском промысле, по оценкам НГЦ
Уренгойгазпрома, доля капельного уноса в 1996 г. составила 65 %, см. об-
суждение ниже). Следующий фактор — унос ДЭГа из абсорбера в паровой
фазе, составляющий до 20 % общих потерь (на Уренгойском промысле в
1996г. вклад этого фактора составил 6 —7% и имеет тенденцию к возрас-
танию). Потери с рефлюксом в системе регенерации могут вносить вклад
до 20 % (на Уренгое — 19 — 21%). Остальные составляющие технологичес-
ких потерь ДЭГа невелики и в сумме могут составить до нескольких про-
центов.
Таким образом, основной вклад в индивидуальную норму вносят пер-
вые три фактора технологических потерь, а главным (основным) источни-
ком потерь был и остается механический унос мелкодисперсного гликоля
из абсорбера.
Рассмотрим подробнее каждую из выделенных составляющих техно-
логических потерь гликоля.
Потери гликоля в виде механического
(капельного) уноса
с осушенным газом
Анализ работы действующих установок осушки показывает, что в настоя-
щее время на УКПГ северных газовых месторождений основные потери
ДЭГа приходятся на унос его из абсорберов с потоком осушенного газа в
мелкодисперсном (практически аэрозольном) виде. Стратегия освоения ги-
гантских месторождений севера Тюменской области потребовала принци-
пиально новых подходов к обустройству этих месторождений, в частности,
к проектированию и освоению серийного технологического оборудования
для северных УКПГ очень высокой производительности. Увеличение еди-
ничной мощности технологических аппаратов, а также некоторое увлече-
348
ние созданием так называемых многофункциональных аппаратов помимо
значительной экономии в капитальных затратах (за счет снижения метал-
лоемкости) привели и к определенным негативным моментам, в частности
к увеличению линейных скоростей потоков газа и уменьшению количества
фактических ступеней контакта в аппаратах (что в дальнейшем повлекло
за собой разработку способов и устройств для интенсификации массооб-
менных процессов в абсорберах, см. раздел 7.2). Это привело к повышен-
ному механическому уносу гликолей в мелкодисперсной форме из МФА по
сравнению со средними уносами ДЭГа на установках абсорбционной
осушки газа предшествующего поколения. В отрасли разработан ряд вари-
антов МФА: наиболее удачными сейчас могут быть признаны аппараты
типа ГП-502 производительностью 10 млн. м3/сут, диаметром 1,8 м, с
размещением отдельно стоящих сепараторов перед МФА (здесь имеет мес-
то вполне приемлемый механический унос ДЭГа в среднем менее
15 —20 г/1000 м3 с межревизионным периодом вплоть до 1 — 1,5 года и бо-
лее).
Основная особенность аппаратов МФА, представляющая интерес с
точки зрения нормирования, — постепенное ухудшение характеристик
этих аппаратов по механическому уносу гликоля со временем их наработ-
ки. В результате многолетнего статистического анализа уносов гликолей в
многофункциональных аппаратах подготовки газа, проведенного, в частно-
сти, на сеноманских УКПГ Уренгойского и Ямбургского месторождений,
установлено, что этот унос со временем наработки увеличивается от 1 — 4 г
до 30 г/1000 м3 (и более) примерно через 9 —10 мес наработки, причем ве-
личина уноса возрастает при снижении рабочего давления и увеличении
производительности аппаратов по газу. Динамика уноса времени связана с
особенностями работы фильтрационной части многофункциональных ап-
паратов. Из-за большой нагрузки по жидкости и высокого содержания
мехпримесей в РДЭГе уже через 3 — 4 мес после ревизии фильтр-патроны
забиваются мехпримесями, что приводит к возрастанию перепада давления
в фильтрационной части аппаратов и, как следствие, к повышению выноса
ДЭГа с осушенным газом. Кроме того, по данным ТюменНИИГипрогаза,
иногда наблюдается несколько неожиданный эффект — повышенный унос
(до 40 г/1000 м3) гликоля сразу после пуска отремонтированных много-
функциональных аппаратов. Этот эффект повышенного уноса имеет место
очень короткое время, обычно в течение нескольких суток, с дальнейшим
его резким снижением и последующей стабилизацией. Следовательно, ука-
занную особенность можно практически не учитывать при нормировании
расхода гликоля на установках осушки, принимая за начальный именно
стабилизированный унос.
Согласно рекомендациям ТюменНИИГипрогаза, полученным на осно-
вании обработки очень большого статистического массива данных, меха-
нический унос ДЭГа во времени может быть описан экспоненциальной
зависимостью следующего вида:
дх = U = (70ехр(К-т), (7.4)
где Uo — начальный (стабилизированный) унос гликоля на рассматриваемой
технологической нитке, г/1000 м3; U — текущий унос гликоля в момент
времени т, г/1000 м3; т — время наработки аппарата, мес; К — эмпиричес-
кий коэффициент для данного конкретного аппарата МФА (этот коэффи-
циент зависит от многих факторов, свойств фильтрующего материала, ха-
рактеристики загрязнений, технологического режима работы аппарата
и АР-)-
Представляется необходимым раскрыть зависимость эмпирического
коэффициента К от приведенного фактора скорости F. Согласно методи-
ческим проработкам ТюменНИИГипрогаза этот коэффициент можно пред-
ставить в виде
К = exp(aF + Ь), (7.5)
где а и Ь — индивидуальные числовые коэффициенты (не зависящие от
технологического режима работы аппаратов); F — приведенный фактор
скорости в свободном сечении абсорбера, кг|/2/(м|/2 с).
Приведенный фактор скорости определяется по соотношению
F=w4/p. (7.6)
где оз — линейная скорость газа в свободном сечении при рабочих услови-
ях абсорбера, м/с; р — плотность газа в рабочих условиях абсорбера,
кг/м3.
Последняя величина — плотность сеноманского газа — может быть
определена по зависимости
Р = Ро~. (7.7)
РоГг
где р0 — плотность газа в нормальных условиях (при р0 = 0,10325 МПа и
Та = 273,15 К); z = z(p, 7) — сжимаемость газа; р — давление в абсорбе-
ре, МПа; Т — температура в абсорбере, К.
Для расчетов по зависимости (7.4) необходимо иметь эксперименталь-
ные промысловые данные по уносам (для каждого типа аппарата МФА с
учетом конкретных особенностей "модернизаций"). Эти данные целесооб-
разно статистически обработать с целью получения эмпирических коэф-
фициентов a, b, Uo. Следует отметить, что при расчете норм ДЭГа в неко-
торых случаях допустимо ориентироваться на осредненные (рабочие) зна-
чения фактора скорости F. В этом приближении вместо коэффициентов а
и b оперируем коэффициентом К по формуле (7.5).
В результате обработки статистических данных для многофункцио-
нального аппарата каждого типа были получены аналитические зависимос-
ти по начальным уносам и коэффициенты К, учитывающие особенности
динамики работы аппаратов разных типов. В качестве примера приведем
последние рекомендации НТЦ Уренгойгазпрома.
По начальным уносам;
Д = 0,385 FH105 — для аппаратов типа ГПР-252;
UQ = 1,5 FH0,7 — для аппаратов типа ГПР-365;
Uo = 0,32 FHU5 — для аппаратов типа ГПР-502,
где FH — начальный фактор скорости, при котором работает аппарат
после ревизии.
Приведем примерные численные значения этих величин:
Uo ~ 2 г/1000 м3 — для аппаратов ГПР-252 и ГПР-502;
U„ ~ 4 г/1000 м3 — для аппарата ГПР-365.
350
По коэффициентам К:
К = 0,15 — для аппарата ГПР-252;
К = 0.2 — для аппаратов ГПР-365 и ГПР-502;
К = 0,15 — для аппарата ГПР-502.
Данные по параметрам UQ и К приведены только для ориентировки: на
каждом месторождении должны быть получены (посредством обработки
фактического промыслового материала) свои эмпирические коэффициенты
Uo и К.
Поскольку предполагается помесячная оценка механических уносов
gt = U(r,), то расчет по формуле (7.4) проводится для каждой УКПГ и каж-
дой технологической линии, причем время т( отсчитывается с момента пус-
ка аппарата после ревизии. Для того, чтобы не интегрировать формулу
(7.4) за промежуток времени, равный одному месяцу, текущий момент
времени следует относить к середине рассматриваемого месяца (тем самым
получаем по формуле (7.4) "среднемесячные" уносы). Некоторое очевидное
исключение из этого алгоритма составляет начальный период с момента
пуска аппарата после ремонта (получается неполный месяц, а расчетный
унос относим к середине этого неполного месяца).
В ПО Ямбурггаздобыча недавно разработана теоретически несколько
более обоснованная модификация формулы (7.4), описывающая изменение
уноса от времени наработки аппарата, в которой с использованием мето-
дов теории подобия в более строгом виде выделено влияние фактора ско-
рости
✓ Х(1
и = и0\ — ехр(к-т), (7.8)
Vo )
где Uo — начальный стабилизированный унос; U — текущий унос в момент
времени т; Fo — фактор скорости при работе аппарата в номинальном
(проектном) режиме, кг°'5/(м05 • с); F — фактор скорости (см. формулу (7.6))
при рабочих параметрах абсорбера, кг°'5/(м0,3 • с); а — безразмерный эм-
пирический коэффициент, который для целей нормирования гликолей в
первом приближении может быть задан равным 3,2 (такое значение коэф-
фициента а рекомендуется в химико-технологической литературе для уно-
сов с сетчатых тарелок); к — эмпирический коэффициент, определяемый
по промысловым данным для конкретных типов аппаратов на УКПГ.
Для МФА каждого типа величина номинального фактора скорости Fo
имеет постоянное значение (табл. 7.2).
Структура эмпирического выражения (7.8) обосновывается методами
теории подобия. Некоторое преимущество соотношения (7.8) по сравне-
Таблица 7.2
Тип МФА Диаметр аппарата, м Проектные параметры Фактор скорости Fo
Производи- тельность, млн. м3/сут Давление, МПа
ГПР-365 1.2 5 7,5 4,6
ГПР-502 1,8 10 9 3,7
ГГ1Р-778 1,8 10 9 3,7
ГПР-811 2 10 12 2,5
351
нию с формулой (7.4) состоит в том, что эмпирический коэффициент к не
зависит от фактора скорости (тогда как эмпирический коэффициент к,
строго говоря, зависит от F достаточно сложным образом, а его упрощен-
ная зависимость от F по соотношению типа (7.5) является довольно грубым
приближением). На наш взгляд, на Ямбургском месторождении целесооб-
разно провести дополнительные промысловые исследования по уточнению
коэффициента а в формуле (7.8) применительно к конкретным типам
МФА.
Следует отметить, что для прогнозной оценки среднемесячных меха-
нических уносов помимо анализа и обработки по соотношениям (7.4) —
(7.8) большого статистического материала необходимо иметь четкий план-
график модернизации и ревизий технологических аппаратов УКПГ на пла-
нируемый год (такой план-график разрабатывается производственно-
техническим отделом соответствующего газопромыслового управления).
Потери гликоля в испаренном виде
с осушенным газом
Эта статья потерь гликолей для термобарических условий промысловой
подготовки газа может быть оценена с вполне приемлемой для практичес-
ких целей точностью (ориентировочная погрешность составляет не более
25 % в диапазоне температур 280 — 310 К и может быть в дальнейшем уточ-
нена). Методика расчета равновесной растворимости ДЭГа и ТЭГа (т.е.
гликолесодержания) в природном газе детально изложена ниже.
В учебной и методической литературе часто приводятся данные по по-
терям ДЭГа и ТЭГа в паровой фазе для условий промысловой подготовки
газа (при осушке тощих газов) в соответствии с номограммой, разрабо-
танной Рогге еще в 1966 г.
Две номограммы по содержанию ДЭГа и ТЭГа в газовой фазе по Рог-
ге были приведены в качестве некоторого дополнения в русском переводе
первого издания монографии Кемпбелла [249]. Далее эти номограммы из
Кемпбелла без какого-либо анализа попали во все отечественные учебники
и методические пособия по промысловой подготовке газа, в частности, в
обширную методическую разработку ТюменНИИГипрогаза [226].
Анализ построения указанных номограмм показывает, что они, по-
видимому, основаны на очень грубой схеме расчета, включающей два ос-
новных источника неточностей:
1. Давление пара ДЭГа и ТЭГа экстраполируется на низкие темпера-
туры (280-ьЗОО К) по уравнению типа Клапейрона — Клаузиуса, коэффициен-
ты которого получены исходя из экспериментальных данных при темпера-
турах выше 450 К.
2. Предполагается, что растворимость ДЭГа в сжатом метане подчиня-
ется закону Дальтона, т.е. газовая фаза считается идеальной, и даже по-
правка Пойтинга (влияние внешнего давления на химический потенциал
конденсированной фазы) не учитывается.
Следует заметить, что экстраполяция давления пара с использованием
уравнения Клапейрона — Клаузиуса допустима как максимум на 20+30 °C за
пределы экспериментальных данных и особенно ненадежна дальняя экс-
траполяция на область низких температур (в нашем случае на область тем-
ператур контакта в абсорберах в диапазоне 280 —310 К), особенно при дав-
лениях насыщенного пара ниже 10 мм рт.ст. Подобная дальняя экстраполя-
352
ция ла 70— 100 °C может приводить и фактически приводит к погрешности
в давлении насыщенного пара в 2 — 3 раза и более.
Что касается применения закона Дальтона, то для расчета раствори-
мости органических веществ в сжатом метане он применим только при
очень низких давлениях, как максимум до давлений 1+1,5 МПа.
Между тем данные Рогге по растворимости ДЭГа в природном газе
весьма широко используются при анализе возможности выделения жидкой
фазы при внутрипромысловом и магистральном транспорте осушенного
газа, разработке современных критериев качества подготовки газа и оцен-
ке потерь ДЭГа с паровой фазой. В этой связи целесообразно детальнее
рассмотреть вопрос о растворимости ДЭГа в сжатом метане.
В гл. 4 приведены полученные зависимости по давлению пара ДЭГа и
ТЭГа. Было найдено, что эмпирическая зависимость
1пр5(мм рт. ст.) = 37,54928 - 89-86---— - 2,191 In Т
Т
(7-9)
достаточно хорошо описывает имеющиеся экспериментальные данные.
Упрощенный вариант зависимости (7.9) в узком диапазоне температур
(5+40 °C) имеет следующий вид (уравнение типа Клапейрона —Клаузиуса):
1пр5(мм рт. ст.) = 22,91--^^. (7.10)
Различие между (7.9) и (7.10) в указанном узком температурном диапа-
зоне (5+40 °C) весьма незначительное и составляет примерно 1 %.
Аналогичные зависимости по давлению пара ТЭГа имеют следующий
вид:
1пр5(мм рт. ст.) = 42,9035 - ?90^485 - 2,9067 InТ;
1пр5(мм рт. ст.) = 23,487 -
(7.П)
Теперь перейдем к оценке растворимости диэтиленгликоля в сжатом
метане. При довольно низких давлениях природного газа, имеющих место
для колонн гликолевой осушки (только до 7+8 МПа), можно вполне ис-
пользовать эмпирическую формулу, имеющую следующую теоретически
обоснованную структуру:
Ps ~2Р IО v
у = — ехр ---- р----
р RT I 2
(7.12)
RT Г 2
где у — молярная доля гликоля в газовой фазе; ps — давление насыщенно-
го пара жидкости (ДЭГа или ТЭГа), МПа; р — давление газа, МПа; р -
эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального смешанного
коэффициента (гликоль — метан); V — коэффициент — молярный объем
гликоля (равный 118,54 для ДЭГа), см3/моль.
Величина у может быть пересчитана в "гликолесодержание" W по со-
отношению (для ДЭГа):
W = 4414,4 у, г/м3 газа. (7-13)
Второй смешанный вириальный коэффициент (3 оценим по методике
12 - 830
353
Цонопулоса. Результаты оценочного расчета (который, строго говоря, в
дальнейшем нуждается в уточнении) следующие:
Т. К............ 273,15 283,15 293,15 303,15
Р, смУмоль...... -264,8 - 243,5 - 224,5 - 207,3
Эти расчетные данные могут быть аппроксимированы зависимостью
1п(-Р) = 7,80568 - 0,00816 -Т. (7.14)
Таким образом, расчетная схема для определения равновесного содер-
жания ДЭГа (W) в природном газе сеноманских залежей выглядит следую-
щим образом:
-2р | д 118 54
RT I ' 2
W = 4414, 4у0 — х.эг ехр ₽ -
р &т {
где ps = 1,3332-10-4 exp| 37,54928 - —6—- - 2,1911пГ ; ₽ = -ехр[7,80568-
— 0,00816-Т); yD — коэффициент активности ДЭГа в его растворе; хдэг —
молярная доля ДЭГа в водном растворе; R — универсальная газовая посто-
янная, R = 8,31441---------.
моль • К
Коэффициент активности ДЭГа может быть рассчитан по формуле
Ван-Лаара (с погрешностью порядка 15%);
. \Т2
120 I Хдэт
190 1^1-Хдэг
-120
(7.16)
(7.17)
Следует отметить, что формула (7.16) нуждается в уточнении. Моляр-
ная доля ДЭГа хдэг легко рассчитывается через его массовый процент х°ас
по соотношению
х ____________xgac-18015_______________х°ас /106,12_____
АЭГ х °ас • 18 015 + (100 - х£ас) • 106,12 х°с/106.12 + (100-х°ас)/18015
По указанной методике были проведены расчеты растворимости ДЭГа
в сжатом метане для диапазона давлений 3,5+8 МПа и температур 5+40 °C.
Результаты расчета представлены в табл. 7.3 и 7.4. Эти расчетные данные
мы и рекомендуем использовать в расчетах потерь ДЭГа с газовой фазой
(потери ДЭГа в паровой фазе). В отличие от расчетов по номограмме Рог-
ге, получается существенно более слабая зависимость гликолесодержания
от давления: в рабочем диапазоне давлений в абсорберах гликолесодержа-
ние как функция давления проходит через минимум.
Следует также отметить сильную зависимость от температуры: при
повышении температуры от 12+14 °C (характерная температура контакта
для условий Уренгойского и Ямбургского месторождений) до 35 °C
(прогнозируемая температура контакта при подключении ДКС второй оче-
реди до установки осушки, в летнее время года, когда отсутствует техни-
ческая возможность охлаждения. газа в АВО) равновесная растворимость
ДЭГа возрастает в 6 —7 раз.
Сопоставление данных табл. 7.3 и 7.4 с номограммой Рогге показыва-
354
Таблица 7.3
Оценка растворимости чистого 100 мае. % ДЭГа (равновесного гликолесодержания)
в природном газе сеноманских залежей Западной Сибири
в зависимости от температуры и давления
Температура контакта Равновесное гликолесодержание при давлениях контакта, г/1000 м3
"С К 3.5 4 4.5 5 5.5 6 7 8
5 278,15 0,32 0,32 0,32 0,32 0,33 0,34 0,37 0,41
10 283,15 0,52 0,51 0,51 0,51 0,52 0,53 0,57 0,62
15 288.15 0,84 0,81 0,80 0,80 0,81 0,83 0,87 0,94
20 293.15 1.32 1.27 1.25 1,24 1,25 1,26 1,32 1,41
25 298,15 2,04 1,97 1.92 1,90 1,90 1.91 1,98 2,09
30 303,15 3,13 3,00 2,91 2,87 2,85 2,86 2,93 3,07
35 308.15 4,73 4.51 4,36 4,28 4,23 4,22 4,29 4,45
40 313,15 7,07 6.71 6,46 6,30 6,21 6,17 6,21 6,93
Таблица 7.4
Оценка растворимости ДЭГа концентрации 99 мае. % (равновесного гликолесодержания)
в природном газе сеноманских залежей Западной Сибири
в зависимости от давления и температуры
Температура контакта Равновесное гликолесодержание при давлениях контакта, г/1000 м3
"С К 3,5 ! 4 4,5 5 5.5 6 7 8
5 278,15 0,30 i 0,30 0,30 0,30 0,31 0,32 0,35 0,38
10 283,15 0,49 j 0,48 0,48 0,48 0,49 0,50 0,54 0,59
15 288,15 0.79 | 0,76 0,75 0,75 0,76 0,78 0,82 0,89
20 293,15 1,24 1 1,20 1,18 1.17 1.17 1,19 1,25 1,33
25 298,15 1,92 1,85 1,81 1,79 1,79 1,80 1,86 1,97
30 303,15 2.95 1 2,82 2,74 2,70 2,68 2,69 2,76 2,89
35 308,15 4,46 I 4,24 4,11 4,02 3,98 3,97 4,04 4,19
40 313,15 6,66 1 6,31 6,08 5,93 5,85 5,81 5,85 6,01
ет, что в практически интересном термобарическом диапазоне рекоменду-
емые нами величины гликолесодержания оказываются примерно в 1,5 раза
больше (а также качественно различается характер зависимости раствори-
мости гликоля от давления).
В табл. 7.5 и 7.6 представлены результаты расчетов растворимости ди-
этиленгликоля в газе дегазации (т.е. при низких давлениях). Здесь равно-
весное гликолесодержание определяется исключительно через давление на-
сыщенного пара ДЭГа, поскольку неидеальностью газовой фазы при низ-
ких давлениях можно пренебречь.
Аналогичным образом была разработана методика расчета равновес-
ного содержания ТЭГа WT3r в природном газе сеноманских залежей:
^тэг
= 6247,2-утэг^-.хтзгехр
г/1000 м3,
(7.18)
Гдей = 1,3332-Ю-4 ехр^42,9035- "°4) 485 - 2,9067 In 7J; Ртэг = -ехр[8,0 -
- 0,008-Г]; утэг — коэффициент активности ТЭГа в его растворе; хтэг —
молярная доля ТЭГа в водном растворе; R — универсальная газовая посто-
янная, R = 8,31441 .
моль-К
12'
355
Таблица 7.5
Равновесная растворимость ДЭГа в газе дегазации (для концентрации НДЭГа 95 мае. %)
Температура, “С Гликолесодержание газа дегазации (в г/1000 м3) при давлении в выветрива- теле, МПа
0.1 0,2 0,3 0.4 0,5
5 3.68 1,88 1,29 0,99 0,81
6 4.10 2,10 1.43 1,11 0,90
7 4.56 2,33 1,59 1,22 1,00
8 5,06 2,59 1.77 1,36 1.11
9 5,63 2,88 1,96 1,50 1,23
10 6,24 3,19 2,18 1,67 1,37
11 6,93 3,54 2,41 1,85 1,51
12 7,68 3,92 2,67 2,05 1,68
13 8,50 4,34 2,96 2,27 1,85
14 9,41 4,81 3,27 2,51 • 2,05
15 10,41 5,31 3.62 2,77 2,26
20 17,05 8,70 5,91 4.53 3,69
25 27,47 14,00 9,51 7,27 5,93
30 43,56 22,18 15,05 11,49 9,36
Таблица 7.6
Равновесная растворимость ДЭГа в газе дегазации (для концентрации НДЭГа 97 мае. %)
Температура, -с Гликолесодержание газа дегазации (в г/1000 м3) при давлении в выветрива- теле, МПа
0,1 0,2 0,3 0.4 0,5
5 4,18 2,14 1,46 1,12 0,92
6 4.65 2,38 1,63 1.25 1,02
7 5,18 2,65 1,81 1,39 1.14
8 5,75 2,94 2,01 1.54 1,26
9 6,39 3,27 2,23 1.71 1,40
10 7,09 3,63 2,47 1,90 1,55
И 7,87 4,02 2,74 2,10 1,72
12 8,72 4,45 3,04 2,33 1,90
13 9,75 4,93 3,36 2,57 2,10
14 10,68 5,46 3,72 2,85 2,33
15 11,82 6,03 4,11 3,15 2,57
20 19,35 9,87 6,71 5,14 4,19
25 31,16 15,88 10,79 8,24 6,72
30 49,40 25,15 17,07 13.03 10,61
Коэффициент активности ТЭГа может быть рассчитан по формуле
7тэг
= ехр
-23
(7.19)
Следует отметить, что формула (7.19) нуждается в дополнительной
проверке. Молярная доля ТЭГа хтаг легко рассчитывается через его массо-
вый процент х£ас по соотношению
х -____________х£дс-1ао15__________ /105,18
лтэг т _ ----- -----------------------. (r.zU).
х„ас - iaoi5 4-(100-лг^ас)-150.18 <ас/150,18+(100-х^аС)/18015 , .
356
В качестве исходных данных для приведенного термодинамического
расчета потерь гликоля в испаренном виде используется следующая ин-
формация:
• давление в абсорбере, МПа;
• температура контакта, °C;
• концентрация подаваемого в абсорбер регенерированного гликоля.
Давление и температура в абсорбере — постоянно определяемые на
УКПГ параметры (и с достаточно высокой точностью). На одной установке
осушки эти параметры практически одинаковы по разным технологичес-
ким линиям, но изменяются во времени. Следовательно, дальнейшей дета-
лизации расчетных потерь гликоля в испаренном виде по технологическим
ниткам не требуется.
Для целей нормирования ДЭГа необходимо прогнозировать термоба-
рические параметры работы абсорберов по месяцам на год вперед. Следу-
ет отметить, что среднемесячные давление и температура в абсорберах -
достаточно хорошо прогнозируемые величины (особенно если до устано-
вок осушки не установлены ДКС). Этот прогноз рекомендуется проводить
экспертным путем с использованием как фактических данных по предше-
ствующему периоду (предыдущие год, два), так и с учетом прогнозных
термогидрогазодинамических расчетов системы сбора газа УКПГ (причем
динамика падения пластового давления, предполагаемые отборы газа по
скважинам и другая необходимая для этого прогноза исходная информация
имеются у соответствующих геологических служб ПО и/или ГПУ).
В то же время при подключении ДКС до установок осушки газа тем-
пературный режим в абсорберах может варьироваться в течение года в
довольно широких пределах из-за прямого влияния температуры окружа-
ющей среды (воздуха) на степень охлаждения газа в АВО. Однако и в этом
случае среднемесячный температурный режим абсорберов прогнозируется
с достаточной для целей нормирования ДЭГа точностью (здесь экспертный
подход и статистический анализ материалов предыдущего года имеют
весьма существенное значение).
Что касается концентрации регенерированного гликоля, то она обыч-
но поддерживается практически постоянной на определенном уровне, в
соответствии с технологическим регламентом установки, и может несколь-
ко меняться при переходе от "летних" требований ОСТ 51.40 — 93
(температура точки росы осушенного газа минус 10 °C) к "зимним"
(температура точки росы осушенного газа минус 20 °C). Например, на се-
номанских УКПГ Уренгойского месторождения концентрация РДЭГа в
среднем составляет 99 ±0,3 мае.%. Здесь возникает вопрос, а какую кон-
центрацию ДЭГа все-таки следует использовать в расчетах его потерь в
испаренном виде? Ведь ДЭГ, унесенный с осушенным газом в капельном
виде, успевает несколько "разбавиться" водой. Для целей нормирования (с
учетом особенностей работы многофункциональных аппаратов) без сколь-
ко-нибудь серьезной погрешности можно принять эту эффективную кон-
центрацию по следующему соотношению: концентрация ДЭГа, уносимого
в капельном виде, равна концентрации РДЭГа — 0,5 мае.%. В частности, во
многих случаях для оценки равновесного гликолесодержания целесообраз-
но использовать расчетные данные для ДЭГа концентрации 99 мае.%, при-
веденные в табл. 7.4.
Кратко обсудим, в каких же пределах может варьироваться величина
потерь ДЭГа в испаренном виде (д2). Так, при давлении в абсорбере 5 МПа
357
и температуре 12,5 °C равновесное гликолесодержание осушенного газа со-
ставляет 0,61 г/1000 м3, тогда как при повышении температуры контакта до
40 “С (это возможно, если ДКС подключена до установки осушки, а темпе-
ратура воздуха поднимается выше 20+25 °C в летнее время) растворимость
ДЭГа повышается в 9 раз (!) и составляет -5,9 г/1000 м3. Последняя величи-
на сопоставима с характерными показателями уносов гликоля в капельном
мелкодисперсном виде. Из рассмотрения этих данных, а также из данных
об осушающей способности ДЭГа можно сделать вывод о нецелесообраз-
ности использования ДЭГа как осушителя природного газа при температу-
рах контакта выше 30 °C (разумеется, этот вывод справедлив лишь для тра-
диционной технологии абсорбционной осушки газа). Следовательно, в по-
добных случаях может быть рекомендован перевод эксплуатирующихся
установок осушки с ДЭГа на ТЭГ, что резко (практически в 5 — 8 раз)
уменьшает потери гликоля в испаренном виде.
Потери гликоля с рефлюксом
в системе регенерации
Верхний продукт десорбера установки регенерации ДЭГа — рефлюкс —
представляет собой сконденсированные пары, уходящие с верхней тарелки
десорбера.
Потери ДЭГа с рефлюксом десорбера (д3) слагаются в общем случае
из потерь ДЭГа в водном и углеводородном слоях. Потерями ДЭГа в угле-
водородном слое можно пренебречь для газов сеноманских залежей. Поте-
ри в водном слое определяются через концентрацию ДЭГа в рефлюксе
(мас.%) и количество самого рефлюкса (кг/ч):
= СрефСреф (721)
ЮООГ
где среф — концентрация ДЭГа в рефлюксе, мас.%; Среф — количество ре-
флюкса, кг/ч; Qr — расход газа по УКПГ, млн. м3/ч.
Количество рефлюкса — обычно легко замеряемая величина. Кроме
того, величина Среф может быть достаточно надежно оценена как разница
влагосодержания на входе и выходе из абсорбера, умноженная на расход
газа. Следует отметить, что при подобном расчете необходимо учитывать
как равновесное влагосодержание сырого газа, так и выносимую в абсор-
бер с потоком газа капельную влагу (ориентировочно в количестве
20+30 г/1000 м3). Наоборот, если проводятся достаточно точные замеры ко-
личества рефлюкса, то можно оценить унос капельной влаги из входного
сепаратора в абсорбер.
Что касается концентрации ДЭГа в рефлюксе среф, то она может быть
определена (и определяется) как расчетным путем, так и лабораторными
анализами. Для лабораторных определений обычно рекомендуется метод
окисления ДЭГа бихроматом калия в присутствии серной кислоты. В на-
стоящее время ощущается острая необходимость в разработке экспресс-
методик лабораторного определения ДЭГа в рефлюксе, особенно с учетом
того, что в рефлюксе часто присутствует и метанол. Перспективными мо-
гут также оказаться и физические методы, например СВЧ-метод для изме-
рения диэлектрической проницаемости растворов.
Расчетная же методика определения концентрации диэтиленгликоля в
рефлюксе основана на том, что состав рефлюкса при полной конденсации
358
паров соответствует составу пара в верхней части десорбера. В качестве
исходных данных используются давление и температура в верхней части
десорбера. Таким образом, оценка потерь ДЭГа в виде пара может быть
выполнена на основе анализа фазовых диаграмм жидкость —пар системы
ДЭГ — вода.
Молярный состав равновесного пара с высокой степенью точности
(из-за низких давлений) рассчитывается по закону Дальтона, т.е. по фор-
муле
удэг = = Рдэг-(1-^) 7дэг ' (7.22)
Рверх Рверх
где удэг — молярная доля ДЭГа в паре; хв — молярная доля воды в водном
растворе ДЭГа; рдэг — парциальное давление паров ДЭГа в верхней час-
ти десорбера, КПа; рДЭг ~ давление насыщенного пара чистого (100 мае.%)
ДЭГа при температуре верха десорбера; yA3r — коэффициент активности
ДЭГа в водном растворе; раерх — давление в десорбере.
Расчет по формуле (7.22) можно провести с использованием экспери-
ментальных данных Э.С. Ключевой и Н.Л. Ярым-Агаева [250]. Далее моль-
ный состав пара пересчитывается в его массовую концентрацию. Кроме
того, очень удобно сразу воспользоваться номограммой В.А. Клюсова [251],
область параметров которой включает наиболее типичные режимы работы
колонн регенерации.
Подобные расчеты полезно сопоставлять с лабораторными определе-
ниями среф, соответствующим образом статистически обработанными.
Следует отметить, что поскольку термобарический режим работы ус-
тановок регенерации поддерживается в достаточно узком диапазоне пара-
метров, то для целей нормирования ДЭГа практически достаточно исполь-
зовать усредненные промысловые значения ср<.ф. Например, для условий
работы установок регенерации гликоля на Уренгойском месторождении
Среф = 1,0 мае.%.
При прогнозных расчетах потерь ДЭГа с рефлюксом, разумеется, не
требуется детализация по технологическим ниткам (так как на УКПГ сис-
тема регенерации гликоля единая для всех технологических ниток). Не тре-
буется и детализация по месяцам. Вполне достаточно нормировать средне-
годовые потери ДЭГа с рефлюксом по ПО или ГПУ. Однако имеет смысл
проводить детализацию этой статьи потерь на "летние" и "зимние" (из-за
различных требований отраслевого стандарта по точке росы осушенного
газа на эти периоды и соответственно различных режимов работы систе-
мы регенерации гликоля).
Следует подчеркнуть, что потери ДЭГа с рефлюксом достаточно ощу-
тимы, их ориентировочная величина составляет 2 —4 г/1000 м3, поэтому к
прогнозной оценке этой статьи потерь надо относиться достаточно внима-
тельно.
Потери гликоля с газом дегазации
Потери ДЭГа с газом дегазации из выветривателя складываются из потерь
растворенного в паровой фазе гликоля д4 и из его механического д* уно-
са. Потери ДЭГа в паровой фазе могут быть надежно оценены по фазово-
му равновесию и, следовательно, рассчитаны исходя из данных
359
по давлению, температуре, концентрации НДЭГа и количества газа дегаза-
ции.
Унос паров ДЭГа с газом дегазации может быть рассчитан по следу-
ющему соотношению (напомним, что унос ДЭГа отнесен к 1000 м3 осу-
шенного газа):
г = ^ДЭГ ' Одегаз г/ Э QQQ (7.23)
iooo-or
где Одегаз — количество газа дегазации, м3/ч; Q, — планируемая добыча газа
по УКПГ, тыс. м3/ч.
Количество газа дегазации легко оценить расчетным путем (по раство-
римости метана в водных растворах гликолей). Расчет по формуле (7.23)
показывает, что величина д\ незначительна и ею в практике нормирования
гликолей можно пренебречь (т.е. д\ = 0).
Что касается механического уноса гликоля д" с газом дегазации, то
при соблюдении технологического регламента эта величина должна быть
мала, поскольку выветриватель работает в режиме отсутствия ценообразо-
вания НДЭГа и малой линейной скорости дегазации. Эту величину можно
оценить только экспертным путем. Рекомендуется для целей нормирования
принять (возможно, с некоторым запасом) д” = 0,2 г/1000 м3. Таким об-
разом, общие потери гликоля с газом дегазации д4 могут быть приняты
равными 0,2 г/1000 м3 осушенного газа (в отсутствие пенообразования).
Потери гликоля из-за термического разложения
в системе регенерации
В процессе эксплуатации УКПГ гликоли подвергаются аутоокислению и
деструкции с образованием хорошо растворимых в воде и спиртах соеди-
нений: перекиси водорода и некоторых гидроперекисей, формальдегида,
ацетона, муравьиной, уксусной кислот. Присутствие этих соединений влия-
ет на снижение pH среды (коррозия!) и, главное, — способствует образо-
ванию тяжелых смолистых соединений. Кроме того, гликоли извлекают из
газа тяжелые (в том числе ароматические) углеводороды. Это приводит к
образованию кокса (при регенерации гликоля с использованием огневых
подогревателей и разложением тяжелых углеводородов на поверхности жа-
ровых труб). Потери за счет термического разложения определяют исходя
из лабораторных анализов смолистых веществ в РДЭГе. Метод их опреде-
ления состоит в разгонке 0,5—1л РДЭГа в атмосфере инертного газа
(азота) и определения количества осадка. Ориентировочное содержание
смолистых веществ составляет q = 1^1,5 мас.%.
Для оценки этой статьи технологических потерь гликоля (д3) необхо-
димо иметь некоторую расчетную модель образования смолистых веществ
в системе регенерации и их осаждения на фильтрах. Оценочные расчеты
этой статьи потерь (в рамках упрощенных моделей) показывают, что их
величина может достигать 0,1—0,2 г/1000 м3. Поэтому для целей нормиро-
вания ДЭГа в настоящее время следует принять (возможно, с некоторым
запасом)
д5 = 0,2 г/1000 м3. (7.24)
360
Вместе с тем необходимы дальнейшие исследования по анализу терми-
ческой деструкции гликолей в системе регенерации, что позволит в даль-
нейшем уточнить величину д5.
Следует отметить, что оценка этого вида потерь по (7.24) сугубо при-
ближенная. Необходимо в дальнейшем разработать обоснованную схему
расчета, опирающуюся на фактические данные лабораторных анализов.
Потери гликоля в связи с ремонтными работами
Количество ДЭГа, теряемое при ремонтных работах и промывке циркуля-
ционной системы, — величина, которая не может быть априори рассчита-
на. Она определяется исключительно по опыту (замерным путем). Промыс-
ловые данные анализируются и обобщаются, что дает возможность плани-
ровать (прогнозировать) эту статью потерь гликоля методом экспертной
оценки. Формула для расчета удельных потерь гликоля
дй =^-. г/1000 м3, (7.25)
где qp,..„ — экспертная оценка потерь ДЭГа при ремонтных работах, т/год;
Ог — планируемая добыча газа по УКПГ, млрд. м3.
Оценочно величина потерь ДЭГа по этой статье варьируется в преде-
лах 0,1-Ю,4 г/1000 м3 осушенного газа.
Потери гликоля при транспортировке и перекачке
Эта статья потерь ДЭГа, как и предыдущая, носит сугубо экспертный ха-
рактер, она определяется обобщением массива фактических данных.
Максимально допустимые потери при транспортировке и перекачке
из автоцистерн не должны превышать 20 кг на 1т ДЭГа. Таким образом,
данные потери не должны превышать 2 % (суммарно) от всех остальных
видов потерь ДЭГа.
Таким образом, выше была изложена методика прогнозной оценки
основных составляющих технологических потерь гликоля на УКПГ для це-
лей краткосрочного планирования сроком 1 год. Детально рассмотрены
семь основных видов потерь гликоля на установках комплексной подго-
товки тощих (сеноманских) газов. Могут иметь определенное значение и
другие статьи потерь. Например, потери ДЭГа на установках его обессоли-
вания или потери ДЭГа в системах очистки (при использовании экстрак-
ционных методов очистки). Для включения подобных дополнительных ста-
тей технологических потерь в практику нормирования гликолей требуется
специальное технологическое обоснование.
Обсудим результаты нормирования гликоля на Уренгойском место-
рождении. По результатам прогнозных расчетов потерь ДЭГа на 1 год (при
условии непревышения допустимых потерь ДЭГа для каждого типа аппара-
тов) и плана-графика планово-предупредительных работ составляется план
ревизий технологических ниток. На сегодняшний день допустимые потери
ДЭГа по типам аппаратов с учетом конкретных условий на каждом УКПГ
сеноманских залежей Уренгойского месторождения принимаются равными:
• ГПР-252 - 15 г/1000 м3,
• ГПР-365 - 23 г/1000 м3,
• ГПР-502 - 20 г/1000 м3.
361
;25
а 20
Плановая норма расхода ДЭГа (НТЦ) 17,7 г/тыс. м 3
Фактический удельный расход ДЭГа за год 16,7 г/тыс. м
а 15
I
10
§
§
5 -
_Жи--l_i_L___Ж_|__iLi_Ил__1л__Жх. I' м । 8 । _1л
О
Январь Март Май Июль Сентябрь Ноябрь
Февраль Апрель Июнь Август Октябрь Декабрь
План
Рис. 7.23. Плановые и фактические удельные нормы расхода ДЭГа по Уренгойско-
му газопромысловому управлению за 1996 г.
На рис. 7.23 представлены плановая удельная норма ДЭГа на 1996 г.
(рассчитанная по приведенной методике) и фактический удельный расход
ДЭГа за 1996 г. для Уренгойского месторождения. Как видно из приведен-
ных результатов, запланированные и фактические удельные нормы расхо-
да практически совпадают.
Удельные нормы расхода диэтиленгликоля в настоящее время склады-
ваются в основном из потерь ДЭГа с осушенным газом в виде капельного
уноса (65 % общих потерь), потерь ДЭГа с рефлюксом в системе регенера-
ции (20 % общих потерь) и уноса в паровой фазе (6 %).
На рис. 7.24 в наглядной форме приведена структура потерь ДЭГа по
УКПГ сеноманской залежи. В настоящий момент, по сравнению с преды-
дущими годами эксплуатации, увеличивается доля потерь ДЭГа в системе
регенерации в структуре общих потерь от 5 — 6 до 20 — 25%, что связано с
относительным уменьшением потерь ДЭГа в капельном виде с осушенным
газом (удельные потери ДЭГа в регенерации за годы эксплуатации остают-
с осушенным газом (65,60 %)
Рис. 7.24. Структура общих потерь ДЭГа по УКПГ сеноманской
залежи Уренгойского месторождения
362
ся приблизительно на одном уровне). Уменьшение доли потерь ДЭГа с
осушенным газом в структуре общих потерь связано с проведенными мо-
дернизациями МФА, изменением гидродинамического режима работы ап-
паратов осушки газа, а также со своевременным проведением ревизий
технологического оборудования.
Метод прогнозной оценки эффективности работы
аппаратов осушки газа и расхода диэтиленгликоля
на долгосрочную перспективу
прогнозирования эффективности работы основного оборудования,
планирования поставок ДЭГа и проведения организационо-технических
мероприятий по экономии гликоля на длительный период возникает необ-
ходимость прогнозирования расхода ДЭГа на достаточно длительный срок.
Для прогнозирования эффективности работы оборудования была выбрана
зависимость потерь ДЭГа от фактора скорости как величины, наиболее
полно описывающей динамику потерь гликоля с осушенным газом.
Эффективность работы аппаратов осушки газа, наряду с глубиной
осушки, определяется средними удельными потерями ДЭГа и длительнос-
тью межревизионного периода аппаратов осушки газа. Эти показатели за-
висят от конструктивных особенностей аппаратов (типоразмер, конструк-
ция сепарационной, массообменной, фильтрационной частей, конструкция
элементов), гидродинамического режима их работы (определяемого величи-
ной фактора скорости газа в аппарате как функции давления, температу-
ры, расхода, свойств газа), качества подаваемого в аппарат гликоля
(наличие в нем мехпримесей) и технологической дисциплины эксплуатации
аппаратов (недопущение гидроударов, постоянная подача необходимого
количества ДЭГа и т.д.).
Линейная скорость движения газа в абсорбционной части определяет
время контакта газ — гликоль: чем выше линейная скорость (фактор скоро-
сти), тем меньше время контакта, следовательно, ухудшаются параметры
осушки газа при прочих равных условиях. Чем выше фактор скорости по
аппарату, тем больше перепад давления, следовательно — больше удельный
вынос ДЭГа с осушенным газом (вплоть до массового выноса ДЭГа с
фильтрационной части аппаратов при достижении критических величин
фактора скорости). Чем выше фактор скорости, тем больше вынос ДЭГа
с массообменной части на фильтрационную, следовательно, меньше время
наработки аппарата осушки (межревизионный период).
Исходя из изложенного, существуют некоторые критические величи-
ны фактора скорости для каждого типа аппаратов, при которых эксплуа-
тация аппаратов осушки таза крайне неэффективна. Фактор скорости как
основной параметр, определяющий эффективность работы аппаратов
осушки газа, в каком-то смысле универсален еще и потому, что осуществ-
лять контроль за другими параметрами, влияющими на потери ДЭГа
(перепад давления по различным частям аппаратов осушки газа, прямой
приборный замер потерь ДЭГа), не представляется возможным в достаточ-
ном для корреляций объеме.
Контроль за величиной выноса ДЭГа с массообменной части в фильт-
рационную (как за важным показателем эффективности работы аппаратов)
возможен лишь при наличии секущей задвижки на линии слива ДЭГа с
фильтрационной части по разнице во времени накопления определенного
363
объема гликоля на полуглухой тарелке с открытой и закрытой секущей
задвижкой.
При превышении фактора скорости газа выше проектного на 10 —
15 % наблюдалось "зависание" ДЭГа в массообменной части аппарата, весь
ДЭГ, подаваемый на верхнюю тарелку массообменной части, уносился с
газом на фильтрационную часть (при закрытой секущей задвижке прирост
уровня ДЭГа на полуглухой тарелке был практически равен пулю). Поэто-
му критическим фактором скорости, определяющим эффективность рабо-
ты аппаратов осушки газа, нужно считать такой фактор скорости, при
котором начинается массовый вынос ДЭГа (150 г/1000 м3 и выше) с массо-
обменной части аппарата на фильтрационную.
Предложенный алгоритм прогнозирования эффективности работы аб-
сорберов осушки газа заключается в следующем:
» определяется зависимость потерь ДЭГа от фактора скорости по
фактическому материалу для аппаратов разных типов;
« рассчитываются прогнозные факторы скорости на основании прог-
нозных показателей разработки месторождения по каждому УКПГ, вари-
анта размещения ДКС, числа работающих технологических ниток и т.д.;
• по найденным зависимостям потерь ДЭГа как функции фактора
скорости и рассчитанным величинам прогнозных факторов скорости оп-
ределяются прогнозные потери ДЭГа.
На первом этапе этой работы был собран фактический материал за
10лет эксплуатации УКПГ (за каждый месяц по всем УКПГ) и рассчитан
фактический фактор скорости по УКПГ. На рис. 7.25 приведены факти-
ческие зависимости удельного расхода U диэтиленгликоля от фактора ско-
рости F по типам аппаратов по усредненным за год данным. Как видно из
рис. 7.25, аппараты типа ГПР-365 эксплуатируются в наиболее "жестком
режиме". Полученная регрессионным анализом формула определения
удельных потерь ДЭГа как функции фактора скорости газа
U = 18,57 - 8.54F + 2.4F2
позволяет осуществлять прогнозные оценки потерь ДЭГа по всем типам
аппаратов с достаточной для практики точностью.
Для более точного прогнозирования потерь ДЭГа были обработаны
фактические данные параметров работы УКПГ за весь период эксплуата-
Рис. 7.25. Зависимость удельных потерь ДЭГа с осушенным газом от
фактора скорости
364
ции. Регрессионным анализом статистического материала получены фор-
мулы зависимости потерь ДЭГа от фактора скорости по различным типам
аппаратов:
U = 9,3exp(0,2F) — для аппаратов типа ГПР-252;
U = l,974-exp(0,619F) — для аппаратов типа ГПР-365;
U = 2,517-ехр(0,641-Г) — для аппаратов типа ГПР-502.
Интервал применения полученных эмпирических формул лежит в пре-
делах изменения фактора скорости:
для аппаратов ГПР-252 от 0,5 до 2;
для аппаратов ГПР-365 от 2,5 до 4,5;
для аппаратов ГПР-502 от 2,5 до 3,7.
В других интервалах применение данных формул будет вносить суще-
ственную погрешность в определение потерь ДЭГа.
В работе [232] обобщены результаты исследований по наработке на
отказ (межревизионный период) МФА, имеющих фильтрующие патроны в
верхней секции сепарации и различные модификации конструкций кон-
тактно-сепарационной секции.
С учетом основных результатов исследований время наработки филь-
трующих патронов можно определять по формуле
т = С/Гк.с,
где С = 0,4+0,55 — эмпирический коэффициент; Ук_с — унос ДЭГа из
контактно-сепарационной секции, г/м3.
При эффективной очистке ДЭГ (наличии фильтра ДЭГа) рекомендует-
ся принимать С = 0,55, при неэффективной очистке (отсутствии фильтра
ДЭГа) в установке регенерации С = 0,4. Полученная зависимость носит
рекомендательный характер и может быть уточнена с учетом значения ко-
эффициента С для конкретных условий эксплуатации МФА.
На параметр "наработка на отказ" оказывают влияние жидкостная на-
грузка на фильтрующие патроны (унос ДЭГа из контактно-сепарационной
секции) и степень загрязненности гликоля. Для снижения загрязненности
ДЭГа необходимо проводить его очистку от механических примесей и
продуктов разложения. Наличие дополнительной ступени сепарации в аб-
сорберах осушки газа позволяет снизить жидкостную нагрузку фильтр-
патронов МФА и увеличить срок их наработки. При Ук_с < 0,15 г/м3 воз-
можен срок наработки фильтров до двух и более лет.
ТА. ПУТИ СОКРАЩЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ГЛИКОЛЕЙ
В СИСТЕМАХ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА
Основные направления по сокращению технологических потерь гликолей
связаны с совершенствованием технологических схем абсорбционной
осушки газа и технологического оборудования. При этом важную роль иг-
рает нормирование расхода ДЭГа и ТЭГа на установках осушки газа, те-
кущий анализ фактических потерь гликолей и их сопоставление с плано-
выми нормами, что позволяет выявить "узкие" места технологического
процесса и наметить мероприятия по сокращению эксплуатационных за-
трат на УКПГ.
Основная статья технологических потерь гликолей — механический
(капельный) унос с осушенным газом в газотранспортную систему. Умень-
шение капельного уноса ДЭГа в многофункциональных аппаратах в сред-
нем с 15+20 г/1000 м3 до 5+8 г/1000 м3 — принципиально решаемая задача
как для эксплуатируемых установок осушки газа, так и для проектируемых
установок осушки на новых месторождениях Крайнего Севера. Причем
следует подчеркнуть, что кардинальное уменьшение механического уноса
не может быть достигнуто только за счет улучшения работы многофунк-
циональных аппаратов посредством сокращения эффективных линейных
скоростей потоков газа, уменьшения нагрузки по жидкости фильтрацион-
ной верхней секции аппаратов, улучшения технологических показателей
самого фильтра и т.п. Здесь очень важно очищать насыщенный гликоль от
механических примесей, растворенных солей, продуктов деструкции, тя-
желых углеводородов и смолистых соединений до технологически прием-
лемого уровня. При этом необходимо совершенствовать не только систе-
мы очистки ДЭГа, но и выявлять и по возможности устранять основные
причины появления этих примесей в абсорбенте.
Так, улучшение работы входных сепараторов на сеноманских УКПГ и
применение ряда известных дополнительных технологических приемов
позволяет существенно снизить актуальность проблемы постепенного за-
соления ДЭГа, острота которой, как нетрудно понять, возрастает при со-
кращении технологических потерь гликоля за счет его механического уно-
са. В Уренгойгазпроме сейчас проводятся проработки новой технологии
(Ю.Н. Ефимов и др.), так называемого "горячего" осаждения солей из
НДЭГа. Первые предварительные испытания технологии привели к пози-
тивным результатам. В случае полного успеха подобной оригинальной, но
вместе с тем и довольно простой технологии каких-либо более серьезных
и радикальных решений фактически в настоящее время не потребуется (в
качестве радикальных и наиболее эффективных методов с точки зрения
обеспечения качества циркулирующего гликоля здесь упомянем развивае-
мые в последнее время во ВНИИГазе дистилляционные подходы).
Другой пример — перевод установок регенерации гликолей с огневого
подогрева на подогрев с использованием термостойких промежуточных
теплоносителей — позволяет резко (в десятки раз) уменьшить образование
продуктов разложения (кокса, смол) на поверхности теплообменных труб,
что уже само по себе улучшает работу массообменных и улавливающих
секций абсорберов и тем самым увеличивает их межревизионный период
работы. Значительная часть капельного ДЭГа, уносимого с осушенным га-
366
зом в головной участок магистральной газотранспортной системы, улавли-
вается во входных сепараторах головных компрессорных станций. Диэти-
ленгликоль, улавливаемый во входных сепараторах КС, может частично
возвращаться в технологический цикл. Проработки технологии возврата
НДЭГа с КС сейчас проводятся во ВНИИГазе и Уренгойгазпроме. В связи
с этим возрастает актуальность проблемы реконструкции входных сепара-
торов на головных КС с целью увеличения степени извлечения гликоля.
В связи с массовым подключением ДКС-1 на Уренгойском месторож-
дении резко обостряется проблема соблюдения показателей качества газа.
Отметим основные пути решения возникшей проблемы:
• перевод некоторых установок осушки с ДЭГа на ТЭГ;
• использование технологии двухступенчатой осушки газа на двух
температурных уровнях; это позволяет более эффективно реализовывать
возможности АВО для охлаждения потока сырого газа при его комприми-
ровании до абсорбера;
» реализация схем доулавливания ДЭГа в потоке осушенного газа; на-
пример, может быть предложен ряд решений, которые следует рассматри-
вать как аналоги технологической схемы Причарда с учетом особенностей
установок абсорбционной осушки газа северных месторождений.
Уменьшение потерь ДЭГа с газом дегазации — в случае необходимос-
ти также вполне решаемая задача, например, посредством использования
технологии поэтапного разгазирования насыщенного гликоля.
Существенное значение в проблеме сокращения технологических по-
терь гликолей имеют организационно-технические мероприятия:
• четкое соблюдение регламентов по ведению технологических про-
цессов;
« своевременная ревизия технологических аппаратов;
• контроль и ревизия КИП и А;
• постоянный контроль параметров технологического процесса
(механический унос, точка росы, режимы регенерации и т.д.);
• лабораторный контроль (анализы РДЭГа, НДЭГа, рефлюкса, сточ-
ных вод).
Сейчас особую остроту принимают вопросы разработки экспресс-
методов химического и физико-химического анализа, поскольку ряд клас-
сических методик анализа весьма трудоемок, недостаточно точен и вреден
для здоровья обслуживающего персонала. Ряд перспективных экспресс-
методик анализа разработан ранее во ВНИИГазе и Надымгазпроме.
Таким образом, только комплексный подход к анализу технологичес-
ких потерь гликолей, улучшающий все элементы абсорбционной техноло-
гии подготовки газа в северных условиях, может дать положительный ре-
зультат и в перспективе привести к сокращению удельных потерь гликолей
в 2 — 2,5 раза.
Резюмируя, можно сказать, что в отрасли имеется целый ряд ориги-
нальных технических проработок по уменьшению содержания в ДЭГе ме-
ханических примесей, тяжелых углеводородов, неорганических солей,
смол, по уменьшению ценообразования гликолей — реализация некото-
рых из арсенала научно-технических решений приобретает актуальность
главным образом на поздней стадии разработки газовых месторождений. В
настоящее время имеются все предпосылки для сокращения фактического
расхода ДЭГа в полтора-два раза на установках абсорбционной осушки
газа северных месторождений России.
367
Глава 8
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ
ПРОЦЕССЫ ОБРАБОТКИ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Низкотемпературные технологические процессы применяются главным об-
разом для обработки природных газов газоконденсатных месторождений с
целью одновременной осушки и извлечения целевых компонентов — тяже-
лых углеводородов и инертных газов при наличии их заметных количеств.
Если же в природном газе содержатся диоксид углерода и сероводород, то
наиболее распространенный вариант удаления этих неуглеводородных
компонентов — абсорбционные методы очистки физическими поглотите-
лями, хотя для удаления кислых компонентов также разработан ряд низко-
температурных процессов (современное состояние проблемы очистки газа
от кислых компонентов — СО2 и H2S — представлено в недавнем обзоре
[252] и монографии [253]). В то же время метод извлечения компонентов
С5+в из конденсатеодержащего газа посредством использования физичес-
ких поглотителей (с последующей десорбцией углеводородов при регенера-
ции абсорбента) без одновременного применения низкотемпературных
процессов сейчас вообще не используется в практике промысловой и за-
водской обработки газа. Следует, однако, отметить, что во ВНИИГазе
еще в 70 —80-е годы была разработана абсорбционная технология изв-
лечения тяжелых углеводородов при положительных температурах
(не востребованная газопромысловой практикой), область потенциаль-
ного применения которой — природные газы с малым конденсатным фак-
тором.
Встречаются, хотя и достаточно редко, месторождения природного
газа с очень большим содержанием азота. После осушки газа и извлечения
тяжелых углеводородов для последующего разделения метано-азотных сме-
сей используются криогенные процессы. Например, подобные технологи-
ческие процессы реализованы в Польской Республике. Наряду с криоген-
ными процессами конкурентоспособной схемой разделения азотно-
метановых смесей является газогидратная технология (отделение метана от
азота за счет образования газового гидрата, обогащенного метаном), кото-
рая в настоящее время вполне может быть доведена до практического
применения. Криогенные процессы применяются и при получении гелия из
природного газа [254].
В последние десять-пятнадцать лет активно развивается интересное и
довольно перспективное направление — мембранные технологии разделе-
ния газов [255]. По-видимому, применение мембранных процессов может
оказаться целесообразным для подготовки природных газов малых место-
рождений, расположенных в европейской части России, тогда как в усло-
виях северных месторождений использование данной технологии на сего-
дняшний день весьма проблематично.
368
Следует отметить как позитивный момент, что в Западной Сибири
практически не встречаются сероводородсодержащие газоконденсатные
месторождения, а содержание азота и диоксида углерода в пластовых
флюидах, как правило, не превышает 1,5 и 0,5 об.% соответственно. Пока
что не обнаружено на севере России и месторождений с промышленным
содержанием инертных газов, однако поиск таких залежей, на наш взгляд,
достаточно перспективен. Следовательно, при промысловой подготовке
конденсатсодержащих газов месторождений Западной Сибири требуется
осушка газа и извлечение главным образом углеводородов С5 + в (а также
при необходимости пропан-бутанов и этана).
Важнейшая отличительная особенность природных газоконденсатных
систем северных месторождений — наличие большого количества залежей
со значительным содержанием этана (до 6 —7 об.%, а в ачимовской тол-
ще — и более). Наличие такой уникальной сырьевой базы позволяет ста-
вить вопросы развития газохимии в северных регионах России, поскольку
современные технологии синтетических материалов основаны главным об-
разом на переработке этана. Методы извлечения этана основаны на ис-
пользовании низкотемпературных процессов (конденсации и ректифика-
ции). К сожалению, с начала 90-х годов вопросы проектирования и строи-
тельства газохимических комплексов развиваются крайне медленно.
Таким образом, низкотемпературные технологические процессы яв-
ляются практически единственным экономически оправданным способом
извлечения ценных компонентов из природных газов газоконденсатных
залежей. Реализация низкотемпературных процессов без энергоемких ис-
точников охлаждения может быть осуществлена за счет расширения газа,
что обусловлено значительным давлением в продуктивных горизонтах (по
сравнению с давлением в магистральном газопроводе).
Газы газоконденсатных залежей севера Западной Сибири достаточно
разнообразны по компонентному составу (см. табл. 3.3, гл. 3). Данные по
компонентному составу природных газов различных продуктивных гори-
зонтов используются при проектировании разработки и обустройства га-
зоконденсатных месторождений. Эти данные получают в основном на ста-
дии разведочного бурения. При последующей разработке месторождения
по мере истощения залежей и падения пластового давления с некоторого
момента состав добываемого флюида изменяется, поскольку углеводород-
ный конденсат выпадает в пласте.
Изменения в составе пластового газа газоконденсатного месторожде-
ния в процессе разработки продуктивных горизонтов иллюстрируются на
примере Заполярного месторождения в варианте разработки на истощение
(табл. 8.1). Из рассмотрения прогнозных данных наглядно видно, что со-
став пластового газа по легким компонентам (метан-бутаны, азот, диоксид
углерода) практически не меняется в процессе разработки залежи, тогда
как количество тяжелых компонентов (С5+в) уменьшается в полтора раза
только за первые десять лет с начала разработки (а в дальнейшем их
удельное количество продолжает уменьшаться более быстрыми темпами).
Хорошо известно, что увеличить степень извлечения тяжелых углево-
дородов можно при использовании методов. разработки месторождений с
поддержанием пластового давления (сайклинг-процессы). Такой метод раз-
работки газоконденсатных залежей представляется экономически целесо-
образным при конденсатном факторе, превышающем 200 г/м3. Как пока-
зано специалистами ВНИИГаза, применение схем разработки газоконден-
369
Таблица 8.1
Динамика изменения состава пластового газа ( мол. %) Заполярного месторождения
(валанжинская залежь)
Компонен- ты Время с начала разработки мес- торождения Компонен- ты Время с начала разработки мес- торождения
До разра- ботки Через 5 лет Через 10 лет До разра- ботки Через 5 лет Через 10 лет
Метан 88.41 88,77 89,50 Азот 0,34 0,34 0,35
Этан 4,80 4,82 4,69 Диоксид ут- 0,25 0,25 0,24
Пропан 2.21 2,22 2,16 лерода 0,52 0,45 0,37
Бутаны Пентаны 0,78 0.66 0,79 0,60 0,76 0,48 С6 С, 0,44 0,38 0,32
С-5+ 8 3,21 2,81. 2,32 С„ 0,37 0,32 0,27
С3 + в. г/м3 160 138 112 с, 0,30 0,26 0,32
пластового газа С3тВ. г/.м3 газа сепара- ции Средняя молекуляр- ная масса Сз+в 168 120 143 118 116 111 С 10+ в Средняя молекуляр- ная масса с Ч-)П+ в 0,92 182 0,80 178 0,66 170
сатных месторождений с поддержанием пластового давления повышает
конденсатоотдачу пластов до уровня 85 — 90%. Разумеется, технологии до-
бычи природного газа с рециркуляцией сухого газа должны рационально
сочетаться с технологиями обработки газоконденсатных смесей. Однако
сайклинг-процессы в условиях северных месторождений России до сих
пор не применялись, хотя соответствующие проекты предлагались и про-
должают предлагаться к внедрению. В качестве примеров можно привести
Северо-Уренгойское, Ен-ЯхиНское, Песцовое и уже упомянутое Заполяр-
ное месторождения, для которых предложен ряд эффективных схем сайк-
линг-процесса.
Следует отметить, что при проектировании систем разработки и обу-
стройства газоконденсатных месторождений очень необходима информа-
ция по составам пластового газа выбранных эксплуатационных объектов,
как минимум, до С10, однако такие данные не всегда доступны или досто-
верны на момент подготовки соответствующих проектов. Особенно это
положение характерно для месторождений с малым конденсатным факто-
ром, тогда как при проектировании разработки продуктивных горизонтов,
природные газы которых содержат значительное количество тяжелых уг-
леводородов (прежде всего, парафинов), необходимо иметь информацию о
составе флюидальной системы вплоть до С20, что связано не только с су-
щественными особенностями промысловой подготовки газа подобных
эксплуатационных объектов (имеет место парафиногидратообразование в
наземных промысловых системах и, как следствие, необходимость в неко-
торых модификациях технологических схем), но и с возможностью при
определенных условиях выпадения в пласте двух типов конденсата — тя-
желого и легкого (т.е. расслоения жидкой углеводородной фазы' в пласто-
вых-условиях). Следует также обратить внимание на значительное влияние
коллектора (пористой 1 'средй)'' на подобное равновесие " "Экидкость—"
жидкость”. .
8.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОЦЕССОВ
ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ГАЗА
К 2015 - 2020 гт. 30 % природного газа России будет добываться из газо-
конденсатных залежей Западной Сибири. В условиях постепенного сокра-
щения добычи нефти особое значение начинает приобретать добыча газо-
вого конденсата. Технология промысловой обработки природных газов
газоконденсатных месторождений в настоящее время характеризуется
низкой степенью извлечения жидких углеводородов: этана — около 10,
пропан-бутанов — 30, компонентов С5+в — до 95 мае.% от их потенциаль-
ного содержания в пластовом газе. Относительно низкий уровень извлече-
ния углеводородов на промысловых установках обусловлен применением
процесса низкотемпературной сепарации (НТС) на температурном уровне
до —30 °C. Поэтому при изменении в перспективе конъюнктуры рынка
могут приобрести значительную актуальность технологические процессы
обработки газа на температурном уровне до ( — 60) — ( — 80) °C, которые
сейчас реализуются исключительно в заводских условиях. На этом темпе-
ратурном уровне практически полностью извлекаются углеводороды С5+в и
примерно 50 — 60% пропан-бутановой фракции. Кроме того, при необхо-
димости может быть извлечено и до 50 % этана. Разумеется, низкотемпера-
турные промысловые процессы обеспечивают и требования отраслевого
стандарта (см. гл. 1) к качеству подготовки товарного газа, поставляемого в
магистральные газотранспортные системы (точки росы по влаге и углево-
дородам).
Таким образом, генеральным направлением в проектировании низко-
температурных установок для промысловой обработки конденсатосодер-
жащих газов на период после 2000 г. может (и должна!) стать разработка
промысловых процессов с более низкими температурными уровнями и,
кроме того, отличающихся повышенной технологической гибкостью. Под
гибкостью мы здесь понимаем возможности использования технологии
при варьировании в широком диапазоне входных параметров (тем-
пература, давление, состав) обрабатываемого углеводородного сырья, а
также выделения тех или иных целевых продуктов в объемах, зависящих
от их текущего спроса. Необходим более дифференцированный подход к
технологическим процессам на вновь обустраиваемых месторождениях,
учитывающий не только специфику эксплуатационных объектов, но и дол-
говременные тенденции по рынкам сбыта продукции газовой промышлен-
ности.
Увеличение глубины извлечения углеводородного конденсата тесно
связано с развитием газохимии как потребителя фракций легких углеводо-
родов. При этом приобретает актуальность целенаправленное формирова-
ние ценовой политики с тем, чтобы сделать рентабельной добычу и пере-
работку как стабильного конденсата, так и легких углеводородных фрак-
ций.: Следовательно, реализация технических предложений по увеличению
степени извлечения целевых компонентов из конденсатосодержащих газов
Западной Сибири может быть осуществлена при наличии долговременной
государственной политики в сырьевой сфере, направленной на стимулиро-
вание добычи и переработки конденсата, при значительном долевом учас-
тии ОАО Газпром в комплексной переработке углеводородного сырья с
371
последующей реализацией продукции газохимии на внешнем и внутреннем
рынках. Поэтому для ОАО Газпром особое значение приобретает страте-
гическое планирование развития отрасли в Западной Сибири как основном
газодобывающем регионе с учетом постепенного качественного изменения
структуры добываемого углеводородного сырья.
В настоящее время основным низкотемпературным процессом про-
мысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений России все
еще остается процесс низкотемпературной сепарации с охлаждением газа
за счет использования избыточного (по сравнению с газопроводом) давле-
ния на входе в установку. Охлаждение газа осуществляется посредством
его дросселирования, т.е. используется эффект Джоуля —Томсона. Процесс
дросселирования является изоэнтальпийным и при характерных термоба-
рических условиях функционирования промысловых установок для газо-
конденсатных залежей северных месторождений приводит к значительно-
му снижению температуры обрабатываемого газа (в диапазоне 3 — 4,5 гра-
дуса на 1 МПа, причем величина дифференциального дроссель-эффекта за-
висит от состава газоконденсатной смеси и возрастает с понижением тем-
пературы газа до дросселя). Таким образом, метод НТС по своей основной
идее основан на конденсации гомологов метана из природного газа, обыч-
но при температуре от (-10) до ( —30)°С, и последующем разделении жид-
кой и газовой фаз, находящихся в состоянии, достаточно близком к тер-
модинамическому равновесию.
За рубежом метод НТС впервые был апробирован в США для извле-
чения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных мес-
торождений (первая промышленная установка пущена в эксплуатацию в
1950 г.). Теоретические проработки рассматриваемой технологии начаты во
ВНИИГазе уже в 1953 г. Процесс НТС в отечественной практике впервые
реализован на промыслах Краснодарского края (первая установка НТС
пущена в эксплуатацию на Ленинградском газоконденсатном месторожде-
нии в 1959 г.). В то время, не имея собственного опыта проектирования,
строительства и эксплуатации установок НТС, приходилось буквально на
ходу вносить различные, порой существенные, поправки и изменения в
проектную технологию. Последующее внедрение установок НТС на Шебе-
линском месторождении и других месторождениях Украинской республики
также сопровождалось преодолением значительных организационно-
технических и технологических трудностей. Затем процесс НТС был ус-
пешно реализован на месторождениях Средней Азии, Оренбургском и Ка-
рачаганакском ГКМ. Анализ работы первых отечественных установок
низкотемпературной сепарации представлен в ряде обобщающих работ,
опубликованных уже в 60-е годы [256 — 258].
В северных условиях технология НТС впервые в России была приме-
нена на уникальнейшем Вуктыльском газоконденсатном месторождении,
потенциальное содержание конденсата в котором доходило до 400 г/м3.
Аналогичная технология была разработана и реализована в восьмидесятых
годах при подготовке проектов обустройства гигантских северных: место-
рождений — Уренгойского и Ямбургского (УКПГ валанжинских залежей).
Простейший вариант технологии НТС представлен на рис. 8.1 (здесь
приведена только принципиальная схема без каких-либо деталей). Сырой
газ со, скважин поступает на первую ступень сепарации во входной сепара-
тор 7, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный
конденсат, выпавшие в стволах скважин и. газосборных сетях. Далее отсе-
372
Рис. 8.1. Схема установки НТС продукции газоконденсатных скважин:
1,4 — сепараторы; 2, 5 — теплообменники; 3 — штуцер (дроссель); 6 — насос; 7 — установка
регенерации гликоля; 8 — фильтр; 9 — трехфазный разделитель; / — сырой газ: II — сухой
газ; 111 — конденсат газовый и вода; IV — конденсат газовый и насыщенный гликоль; V —
конденсат газовый; VI — гликоль насыщенный; VII — гликоль регенерированный
парирований газ поступает в теплообменник 2 типа "газ —газ" для рекупе-
рации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10—15 °C и бо-
лее. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное уст-
ройство 3, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля —
Томсона понижается от ( — 10) до ( — 30) °C. После дроссельного устройства
3 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой по-
ступает в низкотемпературный сепаратор 4, где от него отделяется жидкая
фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углево-
дородов (С5+в) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в
противотоке с "сырым" газом и далее поступает в газопровод в качестве
товарного продукта. Теплообменник 2 по потоку холодного осушенного
газа в начальный период эксплуатации может частично байпассироваться
(при наличии избыточного давления на входе в установку). Эффективность
охлаждения газа посредством использования процесса изоэнтальпийного
расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10—12 °C на
1 МПа свободного перепада.
Расчеты показывают (см. гл. 5, б), что в теплообменнике, дросселе и
низкотемпературном сепараторе термобарические параметры природного
газа отвечают области стабильности газовых гидратов кубической структу-
ры II. Для предотвращения образования гидратов используются ингибито-
ры гидратообразования (первоначально на южных установках НТС приме-
нялись гликоли, однако в северных условиях более удобным ингибитором
оказался метанол, тогда как другие составы ингибиторов используются до-
статочно редко). Впрыск ингибитора гидратообразования предусматривает-
ся как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в объеме, необхо-
димом для предупреждения гидратов с тем, чтобы обеспечить безгидратный
режим эксплуатации технологического оборудования. При повышенном
содержании парафинов в газе для предотвращения их отложения в тепло-
обменнике и низкотемпературном сепараторе находят применение ком-
373
плексные ингибиторы, предупреждающие как. образование гидратов, так и
отложение парафинов. В случае коррозии оборудования в ингибитор вво-
дят и антикоррозийные реагенты (ингибитор гидратообразования, таким
образом, является носителем ингибитора коррозии).
Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный кон-
денсат, выделившиеся в сепараторе 4, поступают в разделитель 9, где угле-
водородный конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют
на установку его стабилизации (в простейшем случае это может быть вы-
ветриватель), наконец, дебутанизированный конденсат поступает на от-
дельную газофракционирующую установку (с целью получения дизтоплива,
бензина газоконденсатного, пропеллентов, хладагентов и других целевых
продуктов). Стабилизацию и газофракционирование конденсата проводят в
заводских условиях. Газы дегазации низкого давления могут быть исполь-
зованы на внутренние нужды, а избыток их первоначально зачастую сжи-
гался. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования
(насыщенный гликоль или водный раствор метанола) направляется на соот-
ветствующую установку регенерации.
Представленную на рис. 8.1 принципиальную схему технологии НТС
следует назвать схемой с двухступенчатой сепарацией газа. Ступеней сепа-
рации газа может быть и больше двух. Так, если включить в технологичес-
кую схему перед дросселем дополнительный промежуточный сепаратор
(после теплообменника 2 перед дросселем 5), то сепарация природного газа
станет трехступенчатой. Схемы низкотемпературной сепарации с числом
ступеней сепарации больше трех в промысловых условиях практически не
используются (в то же время многоступенчатые каскадные схемы сепара-
ции находят применение в низкотемпературных схемах абсорбции, кон-
денсации и ректификации для глубокого извлечения из природного газа
этана, пропана и бутанов, но эти низкотемпературные процессы не явля-
ются собственно процессом НТС и проводятся сейчас исключительно в за-
водских условиях).
Каковы же достоинства применения простой технологии НТС при
промысловой подготовке газа? Отметим основные из них:
• низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особен-
но в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада
давления;
• помимо извлечения жидких углеводородов одновременно осуществ-
ляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
• установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом
обслуживании, тем самым возможно использование технического персона-
ла средней квалификации (это обстоятельство и позволяет осуществлять
процесс в промысловых условиях);
• легкость регулирования технологического процесса и его автомати-
зации в условиях газопромысла;
• возможность постепенного дополнения и развития технологии при
снижении пластового давления и соответственно уменьшении свободного
перепада давления, так что уже на момент проектирования установки мо-
гут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления
срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования
внешних источников' холода; а также подключения дожимных компрес-
сорных станций).
Именно все эти несомненные достоинства процесса низкотемператур-
374
ной сепарации и его последующих модификаций обеспечили широкую
распространенность в отечественной практике установок НТС для про-
мысловой обработки природных газов газоконденсатных месторождений.
Какие имеются недостатки рассматриваемой простейшей технологии
НТС?
Для выявления границ эффективной применимости, недостатков и
"узких мест" технологии НТС необходимо использовать термодинамичес-
кий анализ с включением в этот анализ, помимо традиционных подходов,
й элементов так называемого эксергетического метода (эксергетический
анализ — относительно новый раздел технической термодинамики — был
развит в 50 — 60-е годы, причем сейчас он переживает как бы второе рож-
дение).
Уже традиционный термодинамический анализ, включающий прогноз-
ные расчеты термобарических параметров и составов контактирующих
фаз в каждой точке технологической цепочки, наглядно показывает, что
основные недостатки технологии НТС непосредственно вытекают из при-
сущих ей особенностей:
• несовершенство термодинамического процесса однократной конден-
сации, при этом извлечение из природного газа целевых компонентов при
заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепара-
торе зависят только от состава исходной смеси;
• в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом со-
держание углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так
что "свободный перепад” давления на дросселе уменьшается (происходит,
как иногда образно говорят, "исчерпание" дроссель-эффекта) и, следова-
тельно, повышается температура сепарации, — в результате не только
удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов
уменьшается;
• термодинамическое несовершенство изоэнтальпийного расширения
газа как холодопроизводящего процесса (потенциальная работа, которую
мог бы совершить расширяющийся газ, "усваивается" потоком в форме
теплоты, тем самым эффективность охлаждения снижается).
Детальный термодинамический анализ схемы НТС применительно к
несколько схематизированной технологии НТС, адаптированной для усло-
вий северных месторождений, представлен ниже. Что же касается эксерге-
тического анализа (позволяющего оценить потери эксергии, т.е. работо-
способности потока, на том или ином участке технологической схемы), то
схематизированный пример такого подхода применительно к технологии
НТС наглядно изложен в монографиях [259, 260]. Результаты рассмотрения
технологии низкотемпературной сепарации в рамках этого подхода заклю-
чаются в следующем. Составляется баланс потерь эксергии на установке по
отдельным статьям (приведем ориентировочные значения: на конденсацию
углеводородной и водной фаз — 7 — 8%; на дросселирование -20 — 25%,
от недорекуперации 20 —30 %, на преодоление гидравлических сопротивле-
ний — до 5 — 7% и пр.), а также оценивается эксергетическая эффектив-
ность отдельных технологических аппаратов. Это позволяет выявить дей-
ствительный вклад каждого фактора в потери эксергии и, следовательно,
оценить целесообразность и необходимость усовершенствования как непо-
средственно процесса НТС, так и отдельных элементов и узлов.
Нетрудно заметить, что эксергетический анализ совместно с технико-
экономическими расчетами акцентирует в первую очередь внимание на не-
375
обходимость совершенствования эффективности теплообмена. Так, нала-
гаются достаточно жесткие требования на теплоизоляцию низкотемпера-
турного оборудования (в первую очередь — низкотемпературного сепара-
тора). Другими важнейшими моментами в повышении эффективности тех-
нологии является снижение недорекунерации газа в теплообменниках {это
достигается посредством интенсификации теплообмена), а также рацио-
нальное использование холода углеводородного конденсата, выделяющегося
на последней ступени сепарации. Учет последнего приводит к некоторым
модификациям простейшей технологии НТС, например, приводит к целе-
сообразности включения в схему НТС дополнительного теплообменника
газ — углеводородный конденсат. Имеются и другие пути утилизации хо-
лода углеводородного конденсата. Внедрение указанных мероприятий по
снижению недорекуперации холода позволяет значительно повысить эф-
фективность рассматриваемой технологии в целом. Это связано с тем, что
степень охлаждения газа при дросселировании заметно возрастает при
снижении температуры газа перед дросселем, а понижение температуры
газа после дросселя в свою очередь улучшает эффективность теплообмена,
т.е. имеет место нелинейный эффект. Это обстоятельство приводит к то-
му, что для каждой установки НТС существует некоторый минимально не-
обходимый свободный перепад давления на дросселе, и, если этот перепад
становится меньше, то начинает резко расти температура газа в концевом
сепараторе.
Мы не останавливаемся далее на деталях и результатах эксергетичес-
кого анализа, позволяющего выявить, "узкие места" технологии с точки
зрения потерь эксергии и наметить наиболее рациональные пути оптими-
зации процессов. Подчеркнем лишь, что помимо традиционного термоди-
намического рассмотрения в настоящее время необходимо также прово-
дить конкретный эксергетический анализ для каждой проектируемой уста-
новки промысловой и заводской обработки газа. К сожалению, эта мето-
дология до сих пор практически не используется в отечественной практике
проектирования обустройства газопромыслов, хотя соответствующие пред-
ложения и рекомендации имели место. Здесь стоит отметить, что эксерге-
тический анализ необходимо проводить не только на отдельной установке
типа НТС, но и для системы сбора и промысловой подготовки газа в це-
лом, включая и скважины (кусты скважин). Следует особо подчеркнуть не
совсем очевидный характер применения эксергетического анализа приме-
нительно к технологическим процессам газовой промышленности, по-
скольку этот подход не является полностью формализованным и на сего-
дняшний день требуется его определенное переосмысление и соответству-
ющая адаптация применительно к современным схемным решениям.
В настоящее время на стадии проектирования низкотемпературных
установок практически не проводится и детальный анализ массообменных
процессов в технологических аппаратах — теплообменниках, аппаратах
охлаждения, сепараторах, абсорберах, десорберах, эжекторах, детандерах
и других устройствах (имеются в виду кинетика конденсаций из многоком-
понентной газовой смеси воды, углеводородов и динамика распределения
впрыскиваемых в поток газа ингибиторов гидратообразования по фазам:
газовой, водной и углеводородной). Надо сказать, что работы в этом на-
правлении постоянно ведутся (см., в частности, [147, 261]), но все еще не
просматривается комплексный подход к проблеме. При переходе на про-
ектирование модифицированных технологий типа НТС с дополнительными
376
элементами заводской обработки газа необходимо гораздо более полно
моделировать процессы, протекающие в технологических аппаратах, и
учитывать не только термодинамический, но и кинетические аспекты
(тепломассообмен). Для реализации последнего положения целесообразно
адаптировать имеющиеся и разработать новые математические модели ре-
альных (а не абстрактных) технологических аппаратов, проверяя и уточняя
эти модели в промысловых условиях (т.е. проводя соответствующую пара-
метризацию математических моделей). Важность этой не вполне тривиаль-
ной методической работы, к сожалению, еще осознается совершенно не-
достаточно. Между тем отсутствие адекватных моделей реальных промыс-
ловых объектов не позволяет проводить в должной мере оптимизацию
технологических процессов и затрудняет создание надежных пакетов про-
грамм для максимальной интеграции и визуализации исходной информа-
ции, позволяющих инженеру-проектировщику систем обустройства рабо-
тать в режиме так называемой "виртуальной реальности".
Но вернемся к традиционному анализу процесса НТС,
Важнейший момент при проектировании установки НТС состоит в
том, чтобы добиться в первую очередь максимального извлечения компо-
нентов C5J.B из природного газа. Для этого необходимо выбрать давление и
температуру НТС (речь идет о термобарических условиях в концевом низ-
котемпературном сепараторе) из требования максимальной конденсации
тяжелых углеводородов. Как было обосновано еще в 60-е годы, проведение
процесса НТС в несколько ступеней приводит к меньшему выходу неста-
бильного конденсата, чем (теоретически] сепарация в одну ступень. Анализ
фазовых диаграмм газоконденсатных смесей свидетельствует о наличии
давления максимальной конденсации углеводородов при заданной темпера-
туре сепарации. Здесь хотелось бы особо подчеркнуть вклад О.Ф. Худяко-
ва, который еще в 60~е годы активно участвовал в цикле проводивших-
ся во ВНИИГазе газоконденсатных исследований, позволивших впоследст-
вии дать конкретные предложения по совершенствованию технологии
НТС.
На уровне изобретений был разработан ряд технических решений,
направленных на увеличение выхода углеводородного конденсата при со-
хранении двух- либо трехступенчатой сепарации газа. Простейшее реше-
ние состоит в организации впрыска части тяжелого углеводородного кон-
денсата, выделяемого в первичном сепараторе, на последнюю ступень сепа-
рации (впрыск осуществляется перед дросселем, и при этом необходимо
подобрать оптимальное количество впрыскиваемого конденсата с первой
ступени сепарации). Впрыскиваемый углеводородный конденсат с первой
ступени сепарации имеет высокую температуру, и, для того чтобы умень-
шить его влияние на температуру в низкотемпературном сепараторе, кон-
денсат перед впрыском охлаждается, обычно в теплообменнике типа
"конденсат —конденсат". Этот технологический прием с теоретической
точки зрения позволяет несколько увеличить выход нестабильного конден-
сата (в разделе 8 2 приведены результаты анализа работы технологической
схеиы НТС с безнасосной подачей за счет разности давлений части кон-
денсата на последнюю ступень сепарации для одного из УКПГ Уренгойско-
го ГКМ). При наличии трехступенчатой сепарации газа (с промежуточной
сепарацией до дросселя) выделяющийся на промежуточной ступени сепара-
ции нестабильный конденсат можно вместе с водометанольным раствором
подавать в поток впрыскиваемого конденсата. Подобный усовершенство-
377
ванный вариант позволяет более экономично решить проблему предупреж-
дения гидратообразования при охлаждении этого конденсата в теплооб-
меннике "конденсат- конденсат". Имеются и некоторые другие варианты
частичного устранения указанного недостатка многоступенчатой техноло-
гии сепарации газа. Однако все аналогичные предложения имеют паллиа-
тивный характер и не решают радикально проблему увеличения выхода
тяжелых углеводородов С5+в. Таким образом, варианты впрыска неста-
бильного конденсата на последнюю ступень сепарации сейчас представляют
главным образом методический интерес, как лежащие в русле развития
идей совершенствования низкотемпературных процессов промысловой
подготовки газа, начиная с простейшей технологии НТС.
Дальнейшим развитием идеи впрыска конденсата на последнюю сту-
пень сепарации следует рассматривать процессы низкотемпературной аб-
сорбции. Смысл технологии низкотемпературной абсорбции состоит в за-
мене низкотемпературного сепаратора 4 (см. рис. 8.1) на комбинирован-
ный аппарат — абсорбер-сепаратор. В верхнюю, массообменную, часть
абсорбера-сепаратора подают углеводородный конденсат с первой ступени
сепарации, и этот конденсат в противотоке абсорбирует из природного
газа часть оставшихся тяжелых углеводородов С5 + в, а также пропан-
бутановую фракцию. Помимо углеводородного конденсата предлагались и
другие абсорбенты (например, соляровое масло), однако при этом возни-
кает необходимость в дополнительном узле регенерации абсорбента с из-
влечением абсорбированных углеводородов. Углеводородный конденсат как
абсорбент в этом плане предпочтителен. Рассматриваемая технологическая
схема получила название низкотемпературной абсорбции (НТА). В ее рам-
ках возможно более существенное повышение степени извлечения пропан-
бутановой фракции (на 10—15%) и в меньшей мере — тяжелых углеводо-
родов С5 + в (не более чем на 5 %). В настоящее время разработан ряд вари-
антов НТА, адаптированных к промысловым условиям, в связи с чем ино-
гда используется аббревиатура ПНТА.
Что касается газа дегазации низкого давления, образующегося на ус-
тановке НТС, то имеется техническая возможность его полного возвраще-
ния в основной газовый поток без каких-либо дополнительных энергети-
ческих затрат, оставаясь в рамках классической технологии НТС. Утилиза-
ция газов дегазации достигается заменой дросселирующего устройства на
эжектор типа газ —газ. В настоящее время эжектор газ —газ — традицион-
ный аппарат установки НТС. Принципиальная схема установки НТС с
эжектором в варианте трехступенчатой сепарации показана на рис. 8.2.
Технология НТС с эжектором впервые реализована на Вуктыльском газо-
конденсатном месторождении.
Продолжим обсуждение принципиальных модификаций технологии
НТС и остановимся на тех технических решениях, которые обеспечивают
продление срока ее службы на период "исчерпывания" дроссель-эффекта.
В связи с падением пластового давления в ходе эксплуатации место-
рождения простая технология НТС, соответствующая технологической
схеме на рис. 8.1, даже с некоторыми указанными: выше усовершенствова-
ниями. позволяет проводить качественную подготовку газа к дальнему
транспорту и обеспечивает извлечение целевых компонентов (С54.в и отчас-
ти С3 — С.) на приемлемом уровне только первые 10 — 12 лёт эксплуатации
месторождения, причем в крайне редких случаях имеет смысл рассчиты-
вать на несколько больший срок. Разумеется, "сроки жизни" стандартной
378
’ис. 8.2. Схема установки
•ГГС с эжектором:
2-1. С-2. С-3 - сепараторы; Т-1.
Г-2 — теплообменники; Э —
>жектор типа газ-газ; Р-1. Р-2,
’-3 — разделители (газа, углево-
дородного конденсата, водной
£азы ингибитора гидратообра-
ювания)
технологии НТС здесь указаны при оптимальных, а не форсированных
отборах газа (последнее имело место, например, на ряде газоконденсатных
месторождений Краснодарского края). При уменьшении входного давления
на установку и поддержании в низкотемпературном сепараторе давления
на прежнем уровне температура сепарации начинает повышаться. Для ее
поддержания в требуемом диапазоне приходится вводить на установку НТС
дополнительные технологические аппараты.
Выделим основные направления и варианты продления "срока жизни"
технологии НТС на период снижения давления газа на устьях скважин (см.
рис. 8.1).
1. Наряду с охлаждением газа в теплообменнике газ —газ приходится
предусматривать систему внешнего (дополнительного) охлаждения. Напри-
мер, это может быть теплообменник газ —вода: данное решение иногда
практикуется на установках НТС газа южных месторождений [262]; это же
решение представляется естественным при реализации технологии НТС на
морских месторождениях, тогда как применительно к северным место-
рождениям целесообразно использовать аппараты воздушного охлаждения
газа (АВО газа в условиях Крайнего Севера эффективно функционируют
девять холодных месяцев в году), а также подключать холодильные уста-
новки главным образом в летнее время года. В отрасли имеется определен-
ный опыт функционирования холодильных установок в системе низкотем-
пературной сепарации. Первая холодильная установка введена в эксплуата-
цию в 1967 г. на месторождении Газли, затем холодильные установки
функционировали на месторождениях Туркмении, Республики Коми, а
также на Украине, в частности на Новотроицком ГКМ, где впервые в
стране был осуществлен сайклинг-процесс. На этих установках использо-
вались компрессионные холодильные машины, а в качестве хладагента
применялись аммиак или пропан. В 80-е годы во ВНИИГазе исследован и
рекомендован для практического применения более экономичный холо-
дильный цикл на пропан-бутановой смеси (его, в частности, рекомендовано
использовать в холодильных установках газотранспортных систем для ох-
лаждения природного газа до температуры грунта). Холодильные циклы на
379
многокомпонентных хладагентах активно используются в настоящее время
в зарубежных установках обработки конденсатосодержащих газов.
2. Имеется и другой вариант, который часто оказывается приемле-
мым, особенно если для заданного состава газа давление максимальной
конденсации оказывается ниже, чем давление в газопроводе. Здесь за счет
снижения рабочего давления в низкотемпературном сепараторе можно
продлить срок эффективной эксплуатации установки НТС, дополняя ее
дожимной компрессорной станцией (ДКС) после установки подготовки
газа. При дальнейшем снижении пластового давления с целью последующе-
го продления срока функционирования НТС возможно подключение уста-
новки ДКС и в "голове" технологического процесса (после первой ступени
сепарации газа) с последующим охлаждением газа в АВО. Именно такие
технические решения сейчас реализуются на северных месторождениях,
которые оказались технологичными из-за одновременной разработки не-
скольких залежей и наличия свободных мощностей ДКС. Отметим, одна-
ко, что более экономичным является процесс внешнего охлаждения газа, а
не его предварительное компримирование с последующим дополнительным
охлаждением газа за счет его же дросселирования.
3. В то же время с термодинамической точки зрения принципиальное
улучшение технологии НТС может быть осуществлено заменой неэффек-
тивного процесса охлаждения газа посредством изоэнтальпийного охлаж-
дения (дросселирования) на термодинамически более совершенный процесс
изоэнтропийного расширения (точнее говоря, — на некоторый политропи-
ческий процесс, достаточно близкий к изоэнтропийному) с использовани-
ем детандерной технологии расширения природного газа. На рис. 8.3 для
типичного состава газа газоконденсатных месторождений наглядно показа-
на существенно большая эффективность охлаждения газа в изоэнтропий-
ном процессе, поскольку в последнем случае природный газ при расшире-
нии совершает работу. Работа, совершаемая расширяющимся газом, может
утилизироваться, например, для выработки электроэнергии (это особенно
эффективно в начальный период эксплуатации газопрОмысла). Другой наи-
более распространенный вариант — получаемая работа непосредственно
используется для компримирования охлажденного газа после отделения
сконденсировавшейся жидкой фазы в низкотемпературном сепараторе. В
технологической схеме НТС (см. рис. 8.1) дросселирующее устройство 3
заменяется на турбодетандер, который располагается на одном валу с ком-
прессором (используют термины: турбокомпрессорный или же детандер-
Рис. 8.3. График снижения температу-
-100-80 -60 -40 -20 0 20 40 t °C ‘ Ры газа ПРИ изоэнтропийном (?) и изо-
. энтальпийном (2) расширении
380
компрессорный агрегат, последний термин более точен). Данное техничес-
кое решение представляется весьма изящным. При этом оказывается воз-
можным охлаждение газа в низкотемпературном сепараторе до -60 °C и
ниже. Кроме того, и давление в низкотемпературном сепараторе оказыва-
ется ниже, чем давление товарного газа на входе в газопровод, а это об-
стоятельство совместно с низкими температурами НТС как раз и обеспе-
чивает высокую степень конденсации углеводородов С3+в.
Принципиальная технологическая схема установки НТС с турбодетан-
дером и компрессором показана на рис. 8.4. Следует отметить одну харак-
терную особенность применения турбодетандера в схеме НТС: сепарация
газа оказывается как минимум трехступенчатой (ср. рис. 8.1 и рис. 8.4),
поскольку перед детандером обязательно устанавливают сепаратор
(имеются жесткие ограничения на допустимое количество капельной жид-
кости в газе, поступающей на детандер). Промышленное использование
турбодетандеров при обработке природного газа началось в США уже в
1964 г. (температурный уровень — ( — 93) °C). Отечественные опытно-
промышленные образцы турбодетандеров, предназначенные для установок
промысловой подготовки газа, проходили испытания на Шебелинском и
Вуктыльском месторождениях еще в 70-х годах и впоследствии были вклю-
чены в проектные технологические схемы на Уренгойском и Ямбургском
месторождениях.
Особо подчеркнем, что многие перспективные решения, разрабатыва-
емые в последние годы во ВНИИГазе совместно с проектными института-
ми ВНИПИГаздобыча и ЮжНИИГипрогаз по совершенствованию техноло-
гии обработки газа в промысловых условиях как на вновь вводимых мес-
торождениях, так и при модернизациях и реконструкциях промысловых
установок на действующих месторождениях основываются именно на ак-
тивном использовании турбодетандер-компрессорных технологий. Недо-
статок, и весьма существенный, подобных технологий — низкая эксплуа-
тационная надежность высокоскоростного детандерного агрегата, особенно
с учетом специфики северных месторождений и квалификации обслужи-
Рис. 8.4. Схема установки низкотемпературной сепарации с турбодетандерным
агрегатом:
С-1, С-2, С-3 — сепараторы; Т-1; Т-2 — теплообменники; Т — турбодетандер; К — компрес-
сор; Р-1, Р-2 — разделители
381
вающего персонала. Многолетние рабиц,! в этом направлении [260], прово-
димые в бывшем СССР, к сожалении,. привели к удовлетворительным
результатам именно с точки зрения надежности эксплуатации турбодетан-
деров. В сложившейся ситуации разработка конструктивно надежных тур-
бодетандеров - приоритетное направление в технической политике ОАО
Газпром. В настоящее время в стадии испытаний находятся отечественные
турбодетандеры на магнитной подвеске (с использованием электромагнит-
ных подшипников). Судя по зарубежному опыту, такое техническое реше-
ние значительно повышает эксплуатационную надежность детандеров и
продлевает срок их службы.
Помимо замены дросселирующего устройства на турбодетандер в тех-
нологии НТС (как показано на рис. 8.4), имеется целый ряд других вариан-
тов применения детандерных технологий в системах промысловой обра-
ботки газа. Так, целесообразно применение турбокомпрессорных агрега-
тов и при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием
пластового давления (для этого случая во ВНИИГазе разработаны техноло-
гические схемы с двумя детандерными агрегатами, работающими по прин-
ципу так называемого "холодного дожатия" [263]). Детандер может быть
включен и в "голове" технологического процесса после ДКС и АВО газа
(такой вариант применен на валанжинской УКПГ Ямбургского месторож-
дения, подробнее см. в следующем раздел). В качестве еще одного интерес-
ного примера [264] приведем технологическую схему (рис. 8.5), в которой
Рис. 8.5. Принципиальная схема обработки газоконденсатной смеси, по энергосбе-
регающей технологии: .- л,.-.--
С-1. С-2, с-з — сепараторы; Р-1, Р-2 — трехфазные разделители; Т-1 — теплообменник; Э —
эжектор, Т - турбодетаидер; К — компрессор; X - холодильник; 1 - газоконденсатная
смесь; II — товарный газ; III — водоингибиторная смесь; IV - дегазированный конденсат на
дополнительную обработку; V — газ дегазации
382
за счет использования расширения в турбине углеводородного конденсата с
первой ступени сепарации работает компрессорный агрегат для сжатия
газов дегазации второй ступени сепарации. Более того, в отдельных случа-
ях возможна, а иногда и экономически целесообразна адаптация детандер-
ной технологии для промысловой обработки тощих газов (см. раздел 8.4).
Наконец, попутно здесь следует отметить эффективность применения де-
тандерных технологий на газораспределительных станциях с целью ис-
пользования "дармовых" перепадов давления: работа, совершаемая газом,
может быть использована для выработки электроэнергии (этот вопрос
дискутируется уже многие и многие годы, включая "проблемные" публика-
ции в популярных и газетных изданиях).
Технологическая схема подготовки газа с турбодетандером и компрес-
сором рассматривалась выше как некоторое изящное и эффективное
обобщение стандартной схемы НТС, позволяющее расширить возможнос-
ти низкотемпературной технологии, создать предпосылки для увеличения
степени извлечения не только тяжелых, но и легких углеводородов, а так-
же обеспечить достаточно длительный период эксплуатации установок без
их реконструкции. Однако принципиально может быть предложена еще
более оригинальная, хотя до сих пор теоретически и технологически слабо
проработанная, так называемая "газодинамическая технология" охлаждения
природного газа [265, 266], в которой два процесса (в идеализированном
варианте: изоэнтропийное расширение с последующим изоэнтропийным
сжатием) совмещаются в одном аппарате — газодинамическом сепараторе
(точнее, это устройство можно назвать вихревым эжекторным сепарато-
ром). Суть технологии состоит в следующем. Закрученный поток газа
расширяется в (звуковом или сверхзвуковом) сопле, при этом принципи-
ально могут быть достигнуты и очень низкие температуры — ( — 50) —
( — 80) °C и ниже. Цель закрутки — создать условия для отделения конден-
сирующейся жидкой фазы. Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от
газового потока, после чего давление и температура газового потока час-
тично восстанавливаются в диффузоре.
Отметим потенциальные достоинства газодинамического сепаратора:
• исключительно быстрое охлаждение газа (скорость охлаждения газа
составляет миллион градусов в секунду), что, собственно, и позволяет наде-
яться на конденсацию целевых компонентов;
• отсутствие каких-либо движущихся механических частей (в отличие
от турбокомпрессора здесь не происходит промежуточного преобразова-
ния внутренней энергии газа в механическую работу, приводящего к до-
полнительным потерям эксергии);
• согласно расчетным оценкам достаточно высокая степень восстанов-
ления первоначального давления, т.е. промысловая подготовка газа, в рас-
сматриваемом случае может осуществляться при потерях давления в диапа-
зоне 1—2,5 МПа (в отличие от технологии НТС, для которой характерен
свободный перепад давления порядка 4 —5,5 МПа).
Таким образом, технологические схемы низкотемпературной обра-
ботки газа с применением газодинамических сепараторов в принципиаль-
ном отношении не только существенно эффективнее технологии НТС с
дросселем, но заметно превосходят по эксергетической эффективности и
НТС с турбодетандерным агрегатом.
Основная проблема газодинамической технологии сепарации газа —
малые времена (порядка 10-3с) пребывания термодинамической системы в
383
"криогенном" состоянии, т.е. малые времена для конденсации жидкости, а
также для последующего разделения газовой и жидких фаз. Поэтому апри-
ори возникают определеннее сомнения в ее работоспособности как с точ-
ки зрения того, успеет ли сконденсироваться жидкая фаза в сколько-
нибудь значительном количестве, так и относительно возможностей сепа-
рации жидкой фазы. Однако еще в 70-е годы во ВНИИГазе были созданы
[265] опытно-промышленные образцы вихревых сепараторов — прототи-
пов газодинамического сепаратора. Вихревые сепараторы (в которых в
отличие от вихревой трубы нет разделения на горячий и холодный потоки)
работали при дозвуковых скоростях расширяющегося в сопле газа при
степени расширения, близкой к двум. Было установлено, что процесс кон-
денсации в этих условиях близок к равновесному, а образовавшаяся при
расширении газа мелкодисперсная жидкая фаза успевает за время пребы-
вания в сепарационной камере коагулировать до такой степени, при кото-
рой возможна сепарация капель жидкости центробежными силами.
Что касается сверхзвуковых газодинамических сепараторов, то прове-
денные предварительные теоретические проработки показывают, что схе-
ма конденсации тяжелых углеводородов в сверхзвуковом потоке в сущест-
венно неравновесных термодинамических условиях с последующим разде-
лением газожидкостной смеси представляется не только "красивой" идеей,
но и принципиально реализуемой технологией. Здесь важно подчеркнуть,
что состав сконденсировавшейся жидкой фазы будет значительно отли-
чаться от равновесного (углеводородный конденсат более тяжелый, чем
можно ожидать по равновесию), что позволяет организовать выделение
определенных фракций конденсата, последовательно пропуская поток об-
рабатываемого газа через ряд подобных газодинамических устройств с
разными технологическими характеристиками. В то же время при реаль-
ных попытках доведения обсуждаемой технологии до промышленного вне-
дрения, помимо организационно-технических, необходимо преодолеть ряд
методических трудностей, связанных, в частности, с неразработанностью
теории сверхбыстрой конденсации тяжелых компонентов из природного
газа в звуковом и сверхзвуковом газожидкостном потоке при глубоком
вторжении в метастабильную (и лабильную!) область фазовой .диаграммы
многокомпонентной газоконденсатной системы, а также необходимостью
анализа условий реализации режима ее так называемого спинодального
распада. Таким образом, на этом пути предстоит существенно доработать
соответствующие разделы термодинамики метастабильных состояний и
кинетики конденсации в многокомпонентных углеводородных смесях. На
наш взгляд, реализация подобных "газодинамических" технологий может
привести уже в первом десятилетии XXI века к технической "революции" в
области промысловой подготовки газа: резко снизится металлоемкость,
энергоемкость и сложность промысловых систем, и таким образом будут
созданы объективные предпосылки для реализации полного цикла завод-
ских процессов в промысловых условиях.
Обсуждая термодинамические процессы, направленные на извлечение
из природной газоконденсатной смеси ценных углеводородных компонент
тов понижением температуры в адиабатных условиях, нельзя не отметить
еще три процесса, которые уже находят некоторое применение в газовой
промышленности, а в дальнейшем могут получить и более широкое рас-
пространение при промысловой и заводской обработке природных и по-
путных нефтяных газов. Здесь имеются в виду волновое расширение газа,
384
расширение газа в устройствах с пульсирующим давлением и вихревое
энергетическое разделение. С точки зрения термодинамической эффектив-
ности эти холодопроизводящие процессы занимают промежуточное поло-
жение между дросселированием и детандированием. Их преимущество —
конструктивная простота и большая надежность по сравнению с турбоде-
тандером. Кратко рассмотрим каждый из этих процессов с целью оценки
перспектив применения технологий на их основе в промысловых условиях.
Во ВНИИГазе [267, 268] разработаны новые типы расширительных
холодильных машин, в которых происходит волновое расширение газа,
которые получили название волновые детандеры (ВД). Принцип действия
ВД основан на совершении расширяемым газом работы сжатия компри-
мируемого газа при непосредственном контакте сред в процессе волнового
энергообмена. Таким образом, ВД выполняет функции, аналогичные тур-
бокомпрессорному агрегату, причем по термодинамической эффективнос-
ти эти два аппарата близки между собой. Принципиальное отличие ВД от
турбокомпрессора — отсутствие промежуточного преобразования энергии
в механическую работу. Основное, притом существенное, преимущество
ВД — более высокая эксплуатационная надежность, что связано с низкой
частотой вращения ротора (частота вращения находится в диапазоне 50 —
100об/с, что на порядок ниже, чем в турбодетандере). Кроме того, нет же-
стких ограничений на содержание в газе (поступающем в волновой детан-
дер) жидкой фазы. В настоящее время ВНИИГазом проводятся опытно-
промышленные испытания двух модификаций ВД на технологических ус-
тановках переработки природного газа с целью отработки как конструк-
ции в целом, так и отдельных основных узлов. Анализ и обобщение полу-
ченного опыта эксплуатации волновых детандеров позволит разработать
нормальный по производительности ряд ВД, приемлемых для тех или иных
условий промысловой подготовки и заводской обработки газа. Для прак-
тического применения ВД в системах промысловой подготовки газа потре-
буется доработка технологических схем низкотемпературной сепарации с
учетом специфики процесса волнового энергообмена. В настоящее время
просматриваются перспективы применения ВД главным образом на малых
месторождениях, а также на некоторых ГПЗ.
Пульсационное энергетическое разделение (температурное расслоение)
реализуется при расширении газа в устройствах с пульсирующим давлени-
ем при впуске и выпуске. Процесс реализуется в различных пульсацион-
ных трубах и устройствах, в одной части которых газ нагревается, а в
другой — охлаждается. Аппараты пульсационного охлаждения — это уст-
ройства, предназначенные для охлаждения расширяющегося потока газа с
одновременным получением теплоты, которая передается во внешнюю сре-
ду [265, 269, 270]. Охлаждение рабочего газа в этих аппаратах выше, чем
при изоэтальпийном расширении газа, поскольку производится отвод теп-
лоты с использованием внешнего теплоносителя. Перспективы применения
подобных устройств в промысловых условиях применительно к основному
технологическому процессу пока что не ясны.
Большой интерес для низкотемпературных промысловых процессов
представляет вихревое энергетическое разделение — эффект температур-
ного расслоения или градиента температуры при расширении газа в усло-
виях стационарного вихревого течения, возникающего в результате энерге-
тического взаимодействия частиц в вязком завихренном потоке (так назы-
ваемый эффект Хирша — Ранка). Процесс реализуется в вихревых трубах,
13 - - 830
385
в которых поток газа, расширяясь, разделяется на сильно охлажденный
(центральный) и более теплый (периферийный). Для многокомпонентной
газоконденсатной смеси помимо температурного разделения потока имеет
место и существенный эффект компонентного разделения (валовые соста-
вы "горячего" и "холодного" газожидкостных потоков сильно различаются).
Это связано с тем, что тяжелые углеводороды и влага, сконденсировавши-
еся (при статической температуре значительно более низкой, чем при
дросселировании) в "холодном" потоке, отбрасываются к периферии трубы
в "горячий" поток.
В газовой промышленности опубликован ряд обзоров, в которых об-
суждаются возможности и перспективы применения вихревых труб [257,
265, 271, 272]. Исследователей прежде всего привлекают конструктивная
простота вихревых труб (отсутствие движущихся частей) и надежность их
работы. В работе [270] указано, что максимальный технологический эф-
фект по извлечению углеводородного конденсата достигается в том случае,
когда расход газа в холодном потоке составляет примерно 60 % общего
расхода газа. Для НТС со свободным перепадом давления -5 МПа темпера-
тура холодного потока может составлять ( -30) — ( — 40) °C, а "горячего"
потока — (— 0,5) — ( — 10) °C. С целью повышения эффективности исполь-
зования в технологических процессах газовой промышленности конструк-
ции вихревых труб могут быть доработаны в следующих направлениях
(265):
• организация принудительного внешнего охлаждения стенок вихревой
трубы, что повышает эффективность температурного разделения;
• объединение вихревой трубы с диффузорами для частичного восста-
новления давления выходящих потоков;
• применение конических труб, холодопроизводительность которых
на 20 — 25 % выше цилиндрических труб;
• интенсификация турбулентного энергообмена между потоками;
• уменьшение термодинамических потерь при взаимодействии прямо-
го и обратного вихрей путем ввода с теплого торца дополнительного пото-
ка газа в приосевую зону вихревой трубы;
• сочетание эжектирования и вихревого разделения в одном аппарате.
Предложен ряд интересных в методическом отношении технологичес-
ких схем низкотемпературной сепарации газа с применением вихревой
трубы и рекуперацией холода холодного потока газа. Было установлено,
что технология низкотемпературной сепарации с использованием вихрево-
го эффекта как холодопроизводящего процесса оказывается заметно эф-
фективнее технологии НТС с дросселированием, но, разумеется, хуже, чем
НТС с детандер-компрессорным агрегатом. Можно сказать, что для усло-
вий расширения газа с перепадом давления -5 МПа технологическая схема
с вихревой трубой в некотором смысле соответствует низкотемпературной
сепарации в одну ступень по отношению к тяжелым углеводородам
(поэтому и степень извлечения С5+в здесь выше, чем в ступенчатой НТС с
дросселем), но помимо этого имеет место дополнительное извлечение про-
пан-бутановой фракций из холодного потока газа. Однако при использо-
вании вихревых труб в системе НТС еще недостаточно проработан вопрос
утилизации газов дегазации низкого давления. Технология НТС с вихревой
трубой не доведена до реального промышленного внедрения, по-видимому,
из-за того, что она фактически не была разработана во всех деталях. Сей-
час наблюдается новый "виток" повышенного интереса к вихревым трубам
386
[257], появились сведения о работах, проводимых в ТюменНИИГипрогазе и
Волго-УралНИПИГазе, в частности, изготовленная трехпоточная вихревая
труба планируется к внедрению на установке НТС Карачаганакского мес-
торождения. Представляется необходимым заново и критически проанали-
зировать возможности применения вихревых труб в системах промысло-
вой обработки газа газоконденсатных месторождений, причем наиболее
перспективно, на наш взгляд, использование вихревых труб на малых га-
зоконденсатных месторождениях. Что касается технологии НТС для круп-
ных северных месторождений, то здесь представляют интерес технологи-
ческие схемы с двумя вихревыми трубами.
После общего обсуждения применяемых низкотемпературных процес-
сов и рассмотрения ряда перспективных решений перейдем к более кон-
кретному анализу особенностей современных вариантов технологии НТС и
ее модификаций в условиях Крайнего Севера.
Для выбора и конкретизации технологической схемы промысловой
обработки газа в настоящее время необходимо учитывать ряд особеннос-
тей проектирования и эксплуатации систем сбора и промысловой подго-
товки газа северных месторождений (в общих чертах они отчасти рассма-
тривались в гл. 2).
1. Проектируемая УКПГ включает ряд (до 8, а в перспективе — и бо-
лее) почти идентичных технологических линий высокой производительнос-
ти (5—10 млн. м3/сут). Используется технология двух- или трехступенчатой
сепарации газа. При этом обязательно предусматривается резервная линия,
и часто на одной из линий предполагается "обкатка" нового (не серийного)
оборудования либо отработка элементов новой технологии.
2. Газ должен быть осушен по влаге и по углеводородам до опреде-
ленных кондиций (в соответствии с отраслевым стандартом). При этом
должны гарантироваться практически "сухой" и безгидратный режимы ра-
боты головного участка газопровода. Это вполне может быть достигнуто с
использованием в системе НТС летучего ингибитора гидратообразования
(метанола). Специфических требований на содержание в товарном газе
С3+в обычно не выдвигается. Ставится только задача высокой степени из-
влечения тяжелых углеводородов С5+в.
3. Температура в концевом низкотемпературном сепараторе поддер-
живается на уровне ( — 23) —( — 30) °C, что одновременно обеспечивает и до-
статочно полное извлечение углеводородов С5+в, и требования к качеству
подготовки товарного газа. В качестве холодопроизводящего процесса ис-
пользуется процесс изоэнтальпийного или изоэтропийного расширения
газа с перепадом давления примерно 5 МПа. На некоторых технологичес-
ких линиях устанавливают эжекторы типа газ —газ для утилизации газов
низкого давления (часто нет необходимости устанавливать эжекторы на
всех технологических линиях УКПГ: достаточно одного-двух эжекторов).
Эжекторы могут быть одно- или двухступенчатые в зависимости от пред-
полагаемого давления в разделителе-дегазаторе. Попытки использования
многоступенчатых эжекторов (с количеством ступеней, большим двух) по-
ка что не привели к приемлемым вариантам. Взамен дросселирующих уст-
ройств будет осуществляться постепенный переход на использование тур-
бодетандеров.
4. Газ, поступающий на головной участок магистрального газопровода,
должен иметь температуру, близкую к температуре грунта (или несколько
выше), с тем, чтобы обеспечить некоторое стационарное состояние систе-
13*
387
мы трубопровод - многолетнемерзлые породы (т.е. определенный ореол
протаивания пород вокруг трубопровода в принципе может допускаться).
Здесь обязательно следует учитывать эффект охлаждения газа на головном
участке магистральной газотранспортной системы за счет падения давления
по трассе газопровода (дросселирование). При наличии турбодетандеров в
технологической схеме в начальный период эксплуатации УКПГ можно
осуществлять неполную рекуперацию холода в теплообменниках путем их
частичного байпассирования, что позволяет обеспечить требование транс-
порта товарного газа при температурном режиме, близком к О °C. В даль-
нейшем для регулирования температурного режима осушенного газа на
выходе из установки НТС целесообразно подключать АВО газа (холодное
время года), а при необходимости предусматривать и функционирование
станций охлаждения газа (СОГ) в летнее время года.
5. Газ на выходе из УКПГ должен иметь давление, несколько превы-
шающее давление в газопроводе (например, 7,6 —7,8 МПа при номинальном
давлении в газопроводе 7,5 МПа). Это давление не вполне соответствует
давлению максимальной конденсациии углеводородов С5+в. Впрочем подоб-
ное требование не является очень жестким: при наличии свободных мощ-
ностей ДКС давление газа на выходе из установки НТС может быть не-
сколько снижено по отношению к давлению в газопроводе. Резерв мощно-
стей ДКС связан с тем, что на одном и том же месторождении добывают-
ся природные газы разных продуктивных горизонтов (сейчас — сеномана
и валанжина, причем ДКС сеномана может компримировать товарный газ,
добываемый из газоконденсатных горизонтов).
6. Получаемый на УКПГ нестабильный конденсат из разделителей
объединяется в один поток и по конденсатопроводу практически в одно-
фазном и безгидратном режиме направляется на заводские установки, где
подвергается переработке с выделением ряда целевых продуктов. Количе-
ство легких фракций в нестабильном конденсате может в определенных
пределах регулироваться давлением дегазации на УКПГ. Заводские установ-
ки переработки конденсата централизуются и обслуживают ряд УКПГ. Та-
ким образом, конденсатопроводы могут быть достаточно протяженными
(десятки километров). В большинстве случаев наиболее приемлемый вари-
ант прокладки конденсатопровода — подземный без теплоизоляции, что
налагает определенные требования и на его температурный режим на вы-
ходе из УКПГ, кроме того, иногда возникает необходимость его дополни-
тельного ингибирования метанолом. Оптимальная температура потока ко-
ненсата на выходе из УКПГ составляет (0) —( —5) °C. В связи с изменением
конденсатного фактора во времени будет постепенно меняться и темпера-
тура нестабильного конденсата (при поддержании температуры НТС) из-за
постепенного перераспределения потоков конденсата по ступеням сепара-
ции. Для поддержания и регулирования температуры товарного нестабиль-
ного конденсата в технологическую схему целесообразно включать допол-
нительный теплообменник конденсат —газ перед узлом концевой дегазации
[273].
7. Технологическая схема НТС должна быть максимально увязана с
технологией оптимального распределения летучего ингибитора гидратооб-
разования с его рециркуляцией и утилизацией непосредственно в техноло-
гии НТС (см. раздел 8.3, в котором обсуждаются особенности реализации
низкотемпературных схем подготовки газа, позволяющих оптимизировать
расход ингибиторов гидратообразования и в ряде случаев отказаться от
388
классических подходов к регенерации отработанных растворов ингибито-
ра). С этой целью предусматриваются дополнительные аппараты (десор-
беры отдувки летучего ингибитора в технологический поток газа).
8. Требования технологической гибкости низкотемпературных устано-
вок возникли в последнее время и только еще начинают учитываться при
проектировании вновь вводимых объектов. По существу, это означает вве-
дение в промысловую технологию элементов заводской обработки газа.
Наиболее перспективны технологические схемы низкотемпературной се-
парации и ректификации, позволяющие при необходимости увеличить из-
влечение легких углеводородов. В дальнейшем подобные требования имеет
смысл учитывать и при реконструкциях и модернизациях действующих
установок НТС.
С целью анализа возможностей учета ряда из указанных выше требо-
ваний недавно во ВНИИГазе заново и более детально, чем прежде, проана-
лизированы границы применимости стандартной технологии НТС с эжек-
тором применительно к северным месторождениям [273, 274]. Ниже изло-
жим некоторые основные результаты этого термодинамического анализа.
Проведенные расчеты представляют существенный методический интерес,
и полученные качественные выводы следует учитывать при выборе низко-
температурных технологий обработки газа в промысловых условиях.
Прежде всего был рассмотрен вопрос о степени извлечения жидких
углеводородов Cs+B в зависимости от конденсатного фактора при фикси-
рованной величине давления концевой дегазации (-3 МПа) и температуре
нестабильного конденсата, близкой к О °C. Выбраны достаточно характер-
ные величины давления сепарации (6,5 МПа) и температуры в концевом
низкотемпературном сепараторе ( — 25 °C). Результаты расчетов представле-
ны в табл. 8.2.
Как наглядно видно из этих расчетов, с понижением конденсатного
фактора степень извлечения жидких углеводородов С5+в уменьшается. Для
типичного газоконденсатного месторождения со средним конденсатным
фактором, равным 150 г/м3, степень извлечения тяжелых углеводородов за
весь период разработки месторождения составит около 90 %, пропан-
бутанов — 25 %, а этана 7 — 8% (напомним, что по мере разработки мес-
торождения конденсатный фактор снижается — см. табл. 8.1). Таким об-
разом, в типовой технологии НТС, адаптированной к северным условиям,
по современным требованиям реализуется недостаточно глубокая степень
извлечения даже жидких углеводородов, не говоря уже о пропан-бутановой
фракции.
Далее в [274] рассмотрен вопрос о влиянии температуры сепарации на
степень извлечения тяжелых углеводородов (выбран некоторый осреднен-
ный термобарический режим работы установки НТС, характерный для
Таблица 8.2
Степень извлечения (мас.%) тяжелых углеводородов
в технологии НТС
Извлекае- мые углево- дороды Степень извлечения при текущем кон- денсатном факторе, г/м3
40-80 80-.160 160 - 320
С2Н6 3-6 6-13 13-24
д-д 17-25 25 — 40 40-57
С5+в 85-92 92-96 96-98
389
Температура НТС,°C
Рис. 8.6. Зависимость количества газа
дегазации от температуры НТС
Температура НТС, °C
Рис. 8.7. Зависимость степени дегаза-
ции пропан-бутанов от температуры
НТС
Ямбургского и Уренгойского ГКМ). При этом варьировались состав плас-
товых смесей и их конденсатный фактор. Результаты этих расчетов пред-
ставлены на рис. 8.6-8.9. На этих рисунках аббревиатура КФ означает
конденсатный фактор газоконденсатной смеси.
Анализируя представленные в графической форме результаты, можно
сделать следующие качественные выводы относительно эффективности ра-
боты НТС при гипотетическом варьировании температуры НТС от — 10 °C
до -50 °C.
» Понижение температуры сепарации ведет к росту количества газа
концевой дегазации из-за конденсации легких углеводородов (см. рис. 8.6).
Дегазация легких углеводородов в концевом дегазаторе при понижении
температуры ниже —25 °C также резко возрастает (см. рис. 8.7). Таким
образом, в зависимости от конденсатного фактора можно определить до-
пустимую температуру в низкотемпературном сепараторе, ниже которой
количество газа дегазации начинает резко возрастать до такой степени, что
технология НТС в рассматриваемом варианте становится просто нерацио-
нальной.
• Темп роста степени извлечения углеводородов С5+в при температуре
сепарации ниже -40 °C заметно снижается (см. рис. 8.8), причем этот эф-
фект особенно наглядно проявляется при конденсатном фактбре более 150.
В то же время степень извлечения пропан-бутанов с понижением темпера-
туры растет монотонно, но значение этой величины сильно 'зависит от
конденсатного фактора.
• Оставаясь в рамках стандартной технологии НТС, путем снижения
температуры газа в низкотемпературном сепараторе принципиально не-
390
100
-10
Конденсатный фактор, г/м3
Рис. 8.8. Зависимость степени извле-
чения С5+в от температуры НТС
Рис. 8.9. Температурная область при-
менения технологии НТС в зависи-
мости от конденсатного фактора
возможно добиться даже достаточно полного извлечения тяжелых углево-
дородов, не говоря уже об извлечении пропан-бутановой фракции.
Ориентировочная граница оптимальных температур НТС в зависимос-
ти от конденсатного фактора показана на рис. 8.6 двойной пунктирной
линией. Например, при конденсатном факторе выше 180 г/м3 не имеет
практического смысла технологическая схема с температурой сепарации
ниже (— 20) — ( — 25) °C (если целевым продуктом помимо газа сепарации
являются только жидкие углеводороды). Область эффективной применимо-
сти стандартной технологии НТС с эжектором наглядно представлена на
рис 8.9 (заштрихованная область.).
Выше были представлены далеко не все полученные в работах [273,
274] результаты. Например, численный анализ концевой дегазации конден-
сата на промысле (30 составов газконденсатных смесей 10 месторождений
Западной Сибири) позволил получить почти универсальную номограмму
зависимости температуры начала кипения конденсата от давления. Пред-
ставление расчетных данных в графической форме — в виде графиков и
номограмм — исключительно полезно для качественного понимания сути
технологии. Их целесообразно использовать для оперативной предпроект-
ной оценки возможности применения стандартной технологии НТС для тех
или иных условий северных месторождений, а также в учебном процессе.
Таким образом, из приведенного выше анализа модельной технологи-
ческой схемы НТС можно сделать вывод о том, что для глубокого извлече-
ния углеводородов С34.в из конденсатосодержащего газа необходимо значи-
391
тельно снизить как давление, так и температуру в низкотемпературных
ступенях газоразделения, включив дополнительно в технологические схемы
процессы абсорбции и ректификации. Зарубежный практический опыт
[275] полностью подтверждает такое утверждение.
В этой связи кратко рассмотрим технологические схемы, направлен-
ные на повышение степени извлечения углеводородов С3+в в промысловых
условиях (см. [276], а также ср. с [277, 278]).
Выполненный во ВНИИГазе по заданию ОАО Газпром анализ различ-
ных вариантов низкотемпературной технологии показал, что достичь
практически полного извлечения углеводородов С3 + в и -90 % извлечения
этана можно на температурном уровне газоразделения — 90 °C при давле-
нии 2,5-^-3 МПа. Однако достижение такого температурного уровня требу-
ет применения в промысловых условиях ряда дополнительных установок и
узлов, например холодильных установок (кроме того, в заводских условиях
перед низкотемпературной обработкой газа еще предусматривается и его
адсорбционная осушка цеолитами, в частности, подобная технология реа-
лизована на Астраханском ГПЗ на установке У-174). Проводить же полный
классический цикл заводской обработки конденсатосодержащего газа в
промысловых условиях северных месторождений представляется явно не-
целесообразным. Здесь необходимы промежуточные (паллиативные) реше-
ния, позволяющие достичь разумный компромисс между полнотой газо-
разделения и степенью усложнения аппаратурного оформления низкотем-
пературных технологических процессов [276]. Критерием выбора того или
иного решения, разумеется, является технико-экономический анализ
(следует отметить, что методология такого анализа, учитывающая новые
рыночные тенденции и требования "гибкости" предлагаемых промысловых
технологий, еще в должной мере не разработана).
В настоящее время специалисты ВНИИГаза предлагают в качестве ти-
повых проектных решений по извлечению С2+в из этансодержащего при-
родного газа в промысловых условиях два варианта:
® процесс низкотемпературной сепарации и ректификации (HTGP) на
температурных уровнях вплоть до —80 °C;
о процесс низкотемпературной конденсации и абсорбции (НТКА) на
температурном уровне до —60 °C.
Эти температурные уровни еще достижимы в промысловых условиях
за счет турбодетандерных технологий. Предупреждение гидратообразова-
ния здесь достигается с использованием летучего ингибитора гидратообра-
зования — концентрированного метанола при рециркуляционных техноло-
гиях его. применения. Напомним, что рециркуляционные технологии при-
менения летучих ингибиторов гидратообразования, разработанные за по-
следние десять-двенадцать лет во ВНИИГазе и Уренгойгазпроме (и парал-
лельно — во Французском институте нефти), резко снижают расход инги-
битора и обеспечивают его "саморегенерацию" в потоке газа. Понижение
температурного уровня исключительно благоприятствует рециркуляцион-
ным технологиям ингибирования низкотемпературных процессов, по-
скольку резко снижаются потери метанола в испаренном виде с газом се-
парации, а наличие в схеме низкотемпературных сепаратора и разделителя
позволяют организовать процесс рециркуляции ингибитора. Таким обра-'
зом, неотъемлемым элементом современных промысловых схем газоразде-
ления на низких температурных уровнях (ниже —25 °C) является техноло-
гия рециркуляции летучего ингибитора гидратообразования.
392
В схеме НТСР дополнительно используется ректификационная колон-
на отпарного типа, что значительно упрощает узел ректификации. Процесс
НТСР на температурном уровне др ( — 75) —( — 80) °C обеспечивает при пол-
ном извлечении тяжелых углеводородов и вполне удовлетворительное из-
влечение легких углеводородов: этана — около 50, пропан-бутановой
фракции — 80 — 90%. Установка НТСР может работать как в режиме де-
этанизации с получением в качестве товарного продукта деэтанизированно-
го конденсата, так и в режиме частичной деметанизации с получением не-
стабильного этансодержащего конденсата. Таким образом, технология
НТСР полностью удовлетворяет требованию "гибкости" в части варьирова-
ния содержания этана в нестабильном конденсате. Данная технология в
режиме выделения деметанизированного этансодержащего конденсата не-
посредственно в промысловых условиях принципиально позволяет обеспе-
чить сырьем объекты газохимии. А.Н. Кубановым [279] разработана по-
следовательная методика оптимизации параметров промысловой схемы
типа НТСР в зависимости от возможных режимов ее работы с учетом
всех основных узлов технологии — НТС (термобарические параметры),
ректификации (число теоретических ступеней контакта в колонне, темпе-
ратур питания и орошения, количественное соотношение между питанием
и орошением), дегазации конденсата (давления и температуры дегазации в
разделителях).
В работе [280] представлен вариант низкотемпературной сепарации и
ректификации при высоком давлении (НТСР ВД). Этот вариант разрабаты-
вается для новых месторождений, которые будут поставлять нестабильный
конденсат на существующие производственные мощности по переработке
газа и газового конденсата (Уренгойский завод по переработке газа и газо-
вого конденсата). Речь идет, прежде всего, о Заполярном, Северо-
Уренгойском и Ен-Яхинском газоконденсатных месторождениях. Смысл
технологии — ректификация в колонне отпарного типа выделенных при
сепарации конденсатных потоков под давлением до 7 МПа при темпера-
турном уровне примерно —50 °C (температура сепарации может варьиро-
ваться в пределах ( — 40) — ( — 55) °C в зависимости от принятой схемы ох-
лаждения — дроссельной или детандерной). Давления в низкотемператур-
ном сепараторе и отпарной колонне близки. Поэтому дополнительное
преимущество этого варианта технологии НТСР (помимо возможности ва-
рьирования глубины извлечения легких углеводородов, достигающей 60 %, с
сохранением полноты извлечения тяжелых углеводородов) — отсутствие
компрессорной установки для дожатая газа концевой дегазации и насосной
установки для дожатая товарного конденсата для его транспортировки в
однофазном состоянии. Таким образом, в данной модификации удалось
оптимально решить упоминавшуюся проблему резкого увеличения газов
дегазации при понижении температурного уровня в стандартной техноло-
гии НТС с эжектором, поскольку газы дегазации высокого давления с вер-
ха отпарной колонны могут быть объединены с газом сепарации.
Что касается процесса НТКА, то и этот процесс позволяет достичь
глубины извлечения легких углеводородов, аналогичной процессу НТСР, и
получать этансодержащий нестабильный конденсат. Здесь повышенное из-
влечение лёгких углеводородов осуществляется на температурном уровне
( — 50) — ( — 60) °C и давлении -5,5 МПа с использованием отпарно-
абсорбционной колонны. Подобная схема предлагалась еще десять лет на-
зад при проектировании УКПГ 1В Ямбургского ГКМ [281], но не была ре-
393
ализована из-за отсутствия мощностей но переработке этана и отечествен-
ных разработок детандер-компрессор! и,ix агрегатов на повышенные сте-
пени расширения и сжатия.
Такова общая характеристика применяемых и предлагаемых к реали-
зации низкотемпературных процессов промысловой подготовки конденса-
тосодержащих газов. Целесообразно еще раз четко сформулировать неко-
торые основные положения разработанного во ВНИИГазе при активном
участии проектных институтов оригинального методического подхода по
проектированию новых и модернизациям существующих промысловых
низкотемпературных установок, позволяющего учесть многообразие соста-
вов пластовых флюидальных систем Западной Сибири и различие в по-
ставленных перед проектировщиками целях и задачах на разных эксплуа-
тационных объектах.
1. В настоящее время предложен достаточный набор типовых техни-
ческих решений и технологических схем по низкотемпературным процес-
сам в промысловых условиях северных месторождений России, позволяю-
щих достичь приемлемых результатов по степени извлечения легких угле-
водородов на умеренно-низких температурах газоразделения. Эти техноло-
гии являются модификациями традиционной технологии НТС и в аппара-
турном оформлении не очень сильно усложняются по сравнению с базовой
технологией. У каждого предложенного варианта имеются свои наиболее
оптимальные границы и сферы применимости. Поэтому к имеющимся ти-
повым решениям следует подходить творчески, адаптируя их к конкрет-
ным условиям месторождений с учетом специфических требований к глу-
бине извлечения целевых продуктов.
2. Основным перспективным подходом представляется использование
турбодетандерных технологий в сочетании с низкотемпературными ректи-
фикацией, конденсацией и абсорбцией. В связи с этим многократно возра-
стает необходимость скорейшей разработки и внедрения отечественных
турбодетандеров современных схемных решений. Помимо детандер-
компрессорного агрегата вторым ключевым элементом. этих промысловых
технологических схем являются рециркуляционные технологии применения
летучих ингибиторов гидратообразования. Что же касается роли вихревых
труб в процессе НТС, то определение их "технологической ниши" нельзя
считать решенным вопросом и здесь еще требуются дополнительные про-
работки.
3. Разработанные в деталях новые технологические схемы позволяют
обеспечить требуемую технологическую гибкость процессов, варьируя при
необходимости степенями извлечения этана и пропан-бутанов и сохраняя
при этом полноту извлечения тяжелых углеводородов. В качестве базового
варианта сейчас следует рассматривать схемы низкотемпературной сепара-
ции и ректификации (НТСР). Предложены версии низкотемпературных
процессов и для промысловой подготовки тощих газов (см. раздел 8.4): Да-
ны оптимальные решения и по вариантам модернизации действующих ус-
тановок НТС при необходимости увеличения степени извлечения пропан-
бутановой фракции. Рассматриваемые технологии адаптированы, как для
крупных, так и для относительно малых месторождений. Помимо этого
разработаны процессы переработки этансодержащего нестабильного кон-
денсата в заводских условиях в соответствии с требованиями газохимии
(рассмотрение этих вопросов выходит за рамки данной работы).
В заключение этого раздела следует выделить основные направления
394
НИР и ОКР по дальнейшему совершенствованию низкотемпературных
технологических процессов промысловой обработки газа.
1. Основное направление научного поиска сейчас может быть сосре-
доточено на газодинамических технологиях. Имеется в виду разработка
новых конструктивных типов оптимальных эжекторов, включая и много-
ступенчатые; сверхзвуковых газодинамических сепараторов; волновых де-
тандеров, вихревых труб и др. Предстоит решить и ряд вопросов, связан-
ных с оптимальными технологиями предупреждения гидратообразования и
гидратоотложения в низкотемпературных процессах, в частности, по заме-
не метанола на новые летучие ингибиторы. Важно подчеркнуть существен-
но нетривиальный характер этого поиска, поскольку он сопряжен не
только с конструктивными усовершенствованиями, стендовыми и промыс-
ловыми испытаниями, но и с существенной доработкой соответствующих
разделов равновесной и неравновесной термодинамики.
2. Что касается совершенствования методологии проектирования объ-
ектов обустройства газоконденсатных месторождений, то здесь наиболее
важными аспектами представляются следующие моменты:
• активное включение в термодинамический анализ элементов эксерге-
тического подхода;
• использование уже на стадии предпроектных проработок более
полных математических моделей технологических аппаратов (детально учи-
тывающих процессы тепломассопереноса);
• разработка современных методик и критериев оптимизации техно-
логических процессов с учетом их "технологической гибкости", а также
специфических особенностей технико-экономического анализа на
"промежуточном" этапе рыночных преобразований.
8.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ
ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
НА УРЕНГОЙСКОМ
И ЯМБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Низкотемпературные технологические процессы промысловой обработки
конденсатосодержащих газов валанжинских залежей Уренгойского и Ям-
бургского месторождений осуществляются по модифицированным схемам
НТС и НТА на температурном уровне ( — 25) —( — 30) °C. Дадим краткий
анализ технологических проблем эксплуатации установок подготовки кон-
денсатосодержащих газов, отмечая основные особенности, достоинства и
недостатки проектных решений, а также пути решения возникающих тех-
нологических проблем.
В настоящее время на Уренгойском ГКМ действуют четыре валанжин-
ские УКПГ (1В, 2В, 5В и 8В). Генеральным проектировщиком является ин-
ститут ВНИПИГаздобыча (г. Саратов). Проектная технологическая схема
подготовки газа на Уренгойском промысле представлена на рис. 8.10 (для
отдельной технологической линии, причем таких практически идентичных
линий может быть до восьми). Это классическая трехступенчатая техноло-
395
Газ в газопровод
Рис. 8.10. Принципиальная (проектная) схема подготовки газа на УНТС Уренгой-
ского ГКМ:
С-1, С-2, С-4 — сепараторы; Т-1, Т-2, Т-3 — теплообменники; Р-1, Р-2 — разделители
гия НТС с двумя теплообменниками типа газ —газ, входным, промежуточ-
ным и низкотемпературным сепараторами, дросселированием газа на регу-
лируемом штуцере и ингибированием метанолом (основные точки ввода
концентрированного метанола располагаются перед теплообменниками Т-1
и Т-2, имеется и ряд дополнительных точек — в здании переключающей
арматуры перед входом на установку, перед теплообменником Т^З, а также
на кустах скважин). Перед низкотемпературным сепаратором предусмот-
рен впрыск части нестабильного конденсата (-30 %) с первых ступеней се-
парации. Перед подачей нестабильный конденсат охлаждается в теплооб-
меннике Т-3 типа конденсат — конденсат.
Анализ работы установок подготовки газа валанжинских залежей
Уренгойского месторождения выполнен в работах [27, 224, 282, 283]. Как
показал опыт начального периода эксплуатации установок НТС на Урен-
гойском ГКМ, при проектном режиме была достигнута довольно высокая
эффективность обработки газа. При свободных перепадах давления 5 —
5,5 МПа температура газа в низкотемпературном сепараторе была близка к
— 30 °C. Из природного газа извлекалось до 96 — 97 мае. % тяжелых углево-
дородов, а точка росы газа по влаге находилась в пределах ( — 25) —
( — 27) °C. В газе сепарации остаточное содержание тяжелых углеводородов
составляло -5 — 7 г/м3, причем механический унос нестабильного конденса-
та из концевого сепаратора первоначально не превышал 2 г/м3 (а впослед-
ствии он был значительно уменьшен). Анализ эффективности впрыска не-
стабильного конденсата с первой ступени на последнюю ступень сепарации
представлен в работе [224]. Среднее дополнительное извлечение фракции
С2+в составило 12—15 г/м3.
При снижении входного давления в проекте предполагалась замена ре-
гулируемого штуцера на детандер-компрессорный агрегат с целью поддер-
396
жания температуры сепарации на уровне (-25) - (-30) °C (детандер-
компрессорные агрегаты испытывались, но не показали требуемой надеж-
ности в работе). Начальное давление на входе в УКПГ предусматривалось
на уровне 12,5—13 МПа, давление в низкотемпературном сепараторе
-7,7 МПа с тем, чтобы обеспечить номинальное давление в газопроводе
7,4 —7,5 МПа. Свободный перепад давления составлял более 5 МПа. Вход-
ная температура на установках в начальный период эксплуатации (1985 —
1987 гг.) варьировалась от 25 °C (УКПГ 2В) до 38 —40 °C (УКПГ 1В). Это оз-
начает, что в "среднем" имеет место безгидратный режим потока газа на
входе в УКПГ (однако отдельные шлейфы работали в гидратном режиме с
самого начала эксплуатации установок НТС, особенно в зимнее время го-
да). Поэтому основной расход метанола приходился на технологический
процесс НТС. В начальный период имелся и значительный запас по эф-
фективности теплообменного оборудования: для предварительного охлаж-
дения газа фактически мог использоваться только один теплообменник
(например, Т-2), а промежуточная ступень сепарации (сепаратор С-4) фак-
тически не выполняла своей функции. Далее входная температура на УКПГ
постепенно снижалась и продолжает снижаться в настоящее время. Вход-
ное давление также снижалось, но в целом термобарические параметры
газового потока приближались к области термодинамической стабильности
газогидратов, и это практически означало увеличение числа шлейфов, ра-
ботающих в гидратном режиме, и соответственно увеличение расхода ме-
танола на ингибирование системы сбора газа. При входном давлении ниже
10 —10,5 МПа свободный перепад на установке НТС оказывается недоста-
точным для поддержания температуры сепарации на уровне —25 °C. Для
сохранения температуры сепарации на требуемом уровне имеется возмож-
ность снизить давление сепарации до -6 МПа (с использованием резерва
ДКС сеноманских УКПГ Уренгойского месторождения). При снижении
входного давления до -9,5 МПа целесообразно подключать ДКС в "голове"
технологического процесса (согласно проекту обустройства ДКС и АВО
газа подключаются между сепаратором С-1 и теплообменником Т-1, см.
рис. 8.10). Фактически острая необходимость в подключении ДКС на сего-
дняшний момент возникает только на УКПГ 2В — самой первой введенной
в действие валанжинской УНТС.
На УКПГ 8В имеется опытная технологическая линия, предусматрива-
ющая обработку газа по технологии ПНТА (рис. 8.11). Пуск опытной тех-
нологической линии низкотемпературной абсорбции был осуществлен в
июне 1994 г. Сравнение рис. 8.11 с рис. 8.10 показывает, что низкотемпе-
ратурный сепаратор в технологии ПНТА заменяется на абсорбер-сепаратор
А-1, причем в аппарате А-1 может использоваться разное количество таре-
лок (до 10). Эффективность тарелки оценивается в -50 %, так что можно
говорить как максимум о 5 теоретических ступенях контакта. Температур-
ный уровень низкотемпературной абсорбции — ( — 25) °C. На орошение
подается частично разгазированный конденсат с первой ступени сепарации
(из разделителя Р-1), причем количество подаваемого конденсата может
варьироваться. Подробный анализ работы этой технологии дан в обзоре
[284]. Здесь для нас представляют интерес основные выводы, полученные в
результате опытной эксплуатации технологической линии ПНТА, которые
целесообразно учитывать при последующем проектировании установок
этого типа.
« Степень извлечения углеводородов С6+в остается практически неиз-
397
Осчиенный газ
Рис. 8.11. Технологическая схема опытной установки ПИТА УКПГ 8В Уренгойско-
го ГКМ:
С-1, С-2— сепараторы: Т-1. Т-2. Т-3. Т-4 — теплообменники: Р-1, Р-2 — разделители: А-1 —
низкотемпературный абсорбер-сепаратор
менной и фактически не зависящей от количества подаваемого орошения в
абсорбер-сепаратор А-1, так что работа по схеме ПНТА целесообразна,
если ставится вопрос о дополнительном извлечении пропан-бутановой
фракции и отчасти пентанов.
• Для извлечения пропан-бутановой фракции наиболее эффективным
оказывается режим абсорбции с пятью теоретическими ступенями контак-
та с подачей орошения на самую верхнюю тарелку абсорбера-сепаратора в
количестве 90—100% от потока частично разгазированного конденсата,
выходящего из разделителя 1-й ступени, тогда как для практически полно-
го извлечения пентанов достаточно использовать режим с тремя теоретиче-
скими ступенями контакта.
Анализируя промысловый опыт эксплуатации УКПГ валанжинских за-
лежей Уренгойского месторождения, следует выделить основные недостат-
ки проектной технологии, которые приходилось устранять в процессе их
работы (многие из них вполне могли быть устранены еще на стадии тех-
нологического проектирования).
1. Не везде было предусмотрено регулируемое байпассирование теп-
лообменников (по потоку СухОго газа). Наличие регулируемого байпассиро-
вания позволяет не только стабильно поддерживать температуру сепара-
ции, но и уменьшать расход метанола посредством варьирования темпера-
турного режима теплообменников Т-1 и Т-2 (экономия метанола при тра-
диционной технологии его использования составляет до 200 г/1000 м3 газа
[283]), а также определять фактические коэффициенты теплопередачи в
ЗОЯ
теплообменниках, характеризующие качество работы теплообменного
оборудования.
2. Принятая схема распределения газожидкостных потоков по техно-
логическим линиям на УКПГ 2В привела к сильной неравномерности рас-
пределения жидкой фазы во входных сепараторах. Эта проблема частично
решена на УКПГ 2В использованием специального раздаточного коллекто-
ра. На других УКПГ принята схема кольцевого коллектора вокруг установ-
ки, что в значительной степени уменьшило остроту проблемы неравномер-
ности распределения жидкой фазы.
3. Не везде были правильно выбраны точки ввода и технология ввода
метанола в теплообменники (например, промысловый опыт свидетельству-
ет, что целесообразно предусматривать две точки ввода метанола через
форсунки: в поток газа до теплообменника на некотором оптимальном
расстоянии от него и в трубный пучок теплообменника с подбором опти-
мального конуса распыления, чтобы охватить все теплообменные трубки).
Из-за несоблюдения технологии ввода метанола в начальный период экс-
плуатации имели место существенно завышенные расходы метанола в пус-
ковые периоды (особенно это замечание относится к УКПГ 2В). Следует
подчеркнуть, что анализ метанольных проблем па Уренгойском промысле,
начиная с момента пуска первой УКПГ 2В в январе 1985 г., как раз и поз-
волил помимо некоторых конструктивных недостатков выявить и принци-
пиальные дефекты проектной схемы ингибирования метанолом УНТС.
Это, собственно, и привело к разработке новых низкотемпературных
процессов обработки газа (см. раздел 8.3).
4. Отсутствовало решение проблемы утилизации отработанных вод-
ных растворов метанола (на момент ввода установок НТС в эксплуатацию
не была построена запроектированная централизованная установка регене-
рации метанола, а впоследствии необходимость в ее сооружении полно-
стью отпала из-за разработки и внедрения рециркуляционных технологий
ингибирования установок метанолом, а также с вводом в эксплуатацию
локальной установки регенерации метанола на УКПГ 1В, при сооружении
которой активно использовалось имеющееся запасное оборудование реге-
нерации ДЭГа). Для реализации технологий рециркуляции метанола и воз-
можности его регенерации непосредственно на УКПГ была изменена тех-
нологическая схема сбора метанольной воды с переобвязкой трехфазных
разделителей (осуществлен раздельный сбор метанольной воды с разных
ступеней сепарации).
5. Отсутствовало решение проблемы газов дегазации на УКПГ (эта
проблема была решена включением на отдельных технологических линиях
эжекторов типа газ —газ, см. подробно раздел 8.5). Одновременно при
этом в какой-то мере была решена проблема однофазного транспорта не-
стабильного конденсата на Уренгойский завод по подготовке конденсата.
; .6. Недостаточной оказалась эффективность разделения жидких фаз в
трехфазных разделителях: водной (водометанольной) фазы и нестабильно--
го . конденсата. Это привело к необходимости предупреждения гидратооб-
разования в конденсатопроводах нестабильного конденсата (что вообще не
было предусмотрено проектом). В связи с этим Уренгойгазпромом и
ВНИИГазом были предложены новые варианты ингибирования конден-
сатопроводов водометанольным раствором из низкотемпературных сепа-
раторов.
7. Не везде были теплоизолированы шлейфы скважин (впоследствии
399
это способствовало увеличению расхода метанола на ингибирование шлей-
фов). Здесь нужно сказать, что в целом система сбора газа валанжинских
залежей реализована не оптимальным образом. Система сбора должна
быть спроектирована с учетом минимизации технологических проблем
эксплуатации промысловых газопроводов при постепенном уменьшении
производительности кустов скважин.
8. В должной мере не решены вопросы автоматического регулирова-
ния расхода метанола (в связи с этим Уренгойгазпромом и ВНИИГазом
были предложены принципиальные пути решения этой задачи, уже частич-
но реализованные, см. гл. б).
9. В ряде случаев наблюдались повышенные уносы нестабильного кон-
денсата из концевых низкотемпературных сепараторов. Эти проблемы
решались путем модернизации верхних секций сепараторов С-2 силами
Уренгойгазпрома при участии ЦКБН.
Эти и многие другие вопросы прорабатывались и оперативно реша-
лись специалистами Уренгойгазпрома (с привлечением сотрудников
ВНИПИГаздобычи, ВНИИГаза, ЦКБН, ТюменНИИГипрогаза и ряда других
организаций) уже в процессе эксплуатации валанжинских УКПГ. При этом
был накоплен обширный и, можно сказать, уникальный опыт эксплуата-
ции установок низкотемпературной сепарации, анализ и обобщение кото-
рого позволяет в перспективе поднять проектирование УКПГ северных
месторождений на существенно более высокий технологический уровень.
Перейдем к обсуждению особенностей эксплуатации установок подго-
товки газа валанжинских залежей на Ямбургском ГКМ.
На Ямбургском промысле разработка валанжинских залежей началась
в 1991 г. с вводом в эксплуатацию УКПГ 1В. При расширении добычи газа
из валанжинских залежей согласно проекту последовательно вводятся
УППГ-3 и УППГ-2, на которых не предусмотрен полный цикл промысло-
вой обработки газа (только предварительная сепарация). Генеральный про-
ектировщик валанжинских УКПГ — ЮжНИИГипрогаз. Полный же цикл
низкотемпературной обработки газа осуществляется на УКПГ 1В расшире-
нием последней. Технологическая схема подготовки газа УКПГ 1В довольно
своеобразна. Имеются три технологические нитки по так называемой кол-
лекторной схеме: после каждого технологического аппарата потоки газа
объединяются, а затем снова расходятся по аппаратам, т.е. технологичес-
кие нитки представляют собой нечто вроде трех сиамских близнецов, —
такой подход был обусловлен блочно-комплектной поставкой и монтажом
блоков высокой степени -заводской готовности, доставляемых речным пу-
тем на Ямбургский промысел. Это техническое решение позволило суще-
ственно сэкономить на капитальных вложениях, но одновременно привело
и к ряду неудобств при эксплуатации установки.
На рис. 8.12 представлена принципиальная технологическая схема
промысловой подготовки газа Ямбургского месторождения на пусковой
период (1991 г.). Интересные особенности технологии — гликолевая осуш-
ка газа в "голове" технологического процесса (абсорбер А-1) и низкотем-
пературная абсорбция на уровне —25 °C в абсорбере А-2. Имеется воз-
можность работы установки как в варианте НТА, так и в варианте ЦТС.
Предусматривались также азеотропная регенерация ДЭГа и регенерация
метанола методом ректификации, т.е. в состав УКПГ включены две .само-.
стоятельные установки регенерации. В технологии предполагалась предва-
рительная осушка газа в абсорбере А-1 до такого уровня, чтобы обеспе-
400
Товарный газ
Рис. 8.12. Технологическая схема УКПГ 1В Ямбургского ГКМ (валанжинская за-
лежь):
С-1. С-3 — сепараторы; Т-1 — теплообменник; Р-1, Р-2 — разделители; А-1, А-2 — абсорберы;
ЗПА — здание переключающей арматуры; РД — регулируемое дросселирующее устройство;
АВО-1 — аппарат воздушного охлаждения; Н - насос
чить безгидратный режим работы теплообменника Т-1, промежуточного
сепаратора С-3 и абсорбера А-2. Однако гликолевая осушка не решает
полностью проблему безгидратного режима абсорбера А-2, поскольку не-
обходимо осушать или ингибировать нестабильный конденсат, используе-
мый как абсорбент и поступающий в абсорбер А-2 из разделителя Р-1
через теплообменник конденсат — конденсат (на принципиальной схеме
этот теплообменник не показан). В этой связи в технологической схеме
предусмотрен ввод метанола в поток нестабильного конденсата, подаваемо-
го в А-2. Технология НТА на температурном уровне —25 °C по теоретичес-
ким оценкам по сравнению с технологией НТС позволяет дополнительно
извлечь на 2 — 7% больше тяжелых углеводородов, а фракции пропан-
бутанов — на 10—15%. Промысловые испытания в пусковой период при-
вели к следующим фактическим удельным выходам конденсата в А-2:
170,4 г/см3 для схемы НТС и 185,9г/см3 для схемы НТА. После периода
опытно-промышленной эксплуатации установки были пущены в эксплуа-
тацию детандер-компрессорные агрегаты, установленные между абсорбе-
рами А-1 и АВО-1, а также дополнительно включены в схему двухступенча-
тые эжекторы. Особенность подключения детандер-компрессорных агрега-
тов: вначале осуществляется компримирование потока сырого газа, затем
охлаждение его в АВО-1, теплообменнике и только после этого расшире-
ние газа на детандере. В дальнейшем, по мере снижения пластового давле-
ния, предусматривается подключение двух ступеней ДКС как в "голове"
технологии (после сепаратора С-1), так и после установки НТА.
Отметим основные недостатки проектной технологической схемы ус-
тановки НТА Ямбургского месторождения.
401
1. Оказалось недостаточно эффективным теплообменное оборудова-
ние (причина — неэффективность и, пользованных новых технических
решений по интенсификации теплообмена в теплообменниках газ —газ при
наличии в газе конденсата, причем проблема усугубилась из-за наличия
серьезных заводских дефектов изготовления теплообменников [279]).
2. Не вполне корректно рассчитан,) глубина гликолевой осушки газа в
абсорбере А-1, поскольку не предусматривалась возможность выделения в
низкотемпературной части установки твердой газогидратной фазы непо-
средственно из осушенного газа. Учет этого обстоятельства приводит к
усилению требований по глубине осушки газа (необходимо дополнительное
снижение точки росы газа по влаге на 5 —7 °C). Не учитывалась возмож-
ность и другого технологического осложнения — выделения в абсорбере
А-2 твердой фазы гликоля, уносимого в капельном виде из абсорбера А-1.
Таким образом, даже при работе этой установки по классической техноло-
гии НТС оказалось необходимым вносить определенные коррективы в
проектные режимы ее эксплуатации.
3. Для обеспечения безгидратного режима работы абсорбера А-2 в
режиме НТА предусмотрена подача метанола в линию подачи конденсата,
причем фактически имел место очень большой его удельный расход от 1,4
до 1,8 кг/1000 м3, что сравнимо с удельным расходом метанола при ингиби-
ровании установки вообще без какой-либо предварительной осушки газа в
абсорбере А-1. Таким образом, технология обработки газа фактически
оказалась существенно двухреагентной, что в должной мере не было учте-
но проектировщиками. Причем на этот момент обращали внимание специ-
алисты ВНИИГаза еще в 1990 г. до пуска установки в эксплуатацию.
4. Не были предусмотрены эжекторы в рамках проектной технологии.
Впоследствии в технологическую схему были включены эжекторы и орга-
низована параллельная их работа с детандер-компрессорным агрегатом (см.
раздел 8.5).
Следовательно, разработанная технологическая схема для Ямбургского
ГКМ потребовала весьма существенной доводки в процессе эксплуатации
установки НТА. Главное же изменение схемы состоит в целесообразности
отказа от двухреагентной технологии. Здесь может быть принципиально
предложено два варианта: либо перевод установки на работу только с гли-
колем (причем возможен дополнительный переход с ДЭГа на ЭГ), либо
работа установки только на метаноле.
Модификация технологии по первому варианту включает осушку газа
этиленгликолем на двух температурных уровнях с его рециркуляцией меж-
ду сепаратором С-3 и абсорбером А-1 (ср. это техническое решение с ана-
логичными двухступенчатыми технологическими схемами осушки тощих
газов, описанными в гл. 7). В этом варианте требуется определенная пере-
обвязка оборудования с тем, чтобы обеспечить не только гликолевую
осушку газа, но и осушку нестабильного конденсата (речь идет о конден-
сате, поступающем в абсорбер А-2].
Во втором варианте осуществляется перевод установки на метанол с
рециркуляцией его в соответствии с патентом . РФ .1350447, причем здесь
абсорбер А-1 используется по новому назначению,—, для десорбции мета-
нола из его водного раствора. Данный вариант был предложен в 1990 г.
специалистами ВНИИГаза еще при монтаже оборудования на УКПГ 1В и
впоследствии он и был принят к реализации.
Ретроспективно анализируя накопленный опыт эксплуатации устано-
402
вок промысловой обработки газа валанжинских залежей на Ямбургском и
Уренгойском ГКМ, можно выделить следующие узловые моменты, кото-
рые целесообразно учитывать при модернизациях и реконструкциях по-
добных установок, а также принимать во внимание при последующем про-
ектировании систем обустройства новых северных месторождений. Здесь
же надо отметить, что некоторые из перечисленных ниже решений и
предложений уже учитываются при проектировании современных низко-
температурных установок промысловой подготовки газа.
1. Каждая технологическая линия УКПГ должна быть самостоятельной
(так называемая коллекторная схема технологических ниток представляет-
ся неприемлемой). Должна иметься возможность отключения любого аппа-
рата путем использования байпасных линий. При этом необходимо преду-
сматривать возможности переобвязки системы распределения пришедшего
с кустов скважин газа с целью обработки в перспективе разных групп ку-
стов на разных технологических линиях. Этот момент может показаться
не особенно актуальным на начальный период эксплуатации, но при паде-
нии пластового давления и отсутствии своевременного ввода ДКС (что, как
правило, имеет место) такая технологическая возможность позволяет оп-
тимизировать работу системы сбора газа: речь идет и о так называемых
"слабых", и о "водопроявляющих" шлейфах кустов скважин. Это позволяет
сократить расход метанола и избежать технологических осложнений при
работе систем промыслового сбора.
2. Целесообразно кардинально решить проблему газов дегазации низ-
кого давления, например, предусматривая в проекте обустройства монтаж
эжекторов на некоторых технологических линиях вместо дросселирующе-
го устройства. Имеет определенный смысл проектировать как дроссель-
ный, так и турбокомпрессорный вариант работы низкотемпературных ус-
тановок. В ряде случаев оправданными представляются технологические
схемы с параллельной работой эжекторов и турбодетандеров. Должны
быть предусмотрены возможности развития технологии и дополнения ее
при необходимости блоками абсорбции и ректификации.
3. На стадии проектирования следует особое внимание уделять разра-
ботке оптимальных схем ингибирования- низкотемпературных установок
летучими ингибиторами гидратообразования с автоматическим регулирова-
нием расхода ингибитора и рациональным подбором месторасположения
точек ввода ингибитора. Необходимо также включать в технологическую
схему десорберы для отдувки (отпарки) метанола.
4. Следует обеспечивать транспорт нестабильного конденсата в одно-
фазном состоянии за счет регулирования температуры и давления узлов
дегазации. Варианты решения проблемы газов дегазации в технологиях ти-
па НТСР указаны в разделе 8.1. Там же отмечалась целесообразность регу-
лирования температуры товарного нестабильного конденсата включением в
схему теплообменника конденсат-газ перед узлом концевой дегазации.
5. Необходимо в дальнейшем предусматривать новые конструкции
концевых сепараторов с пониженными уносами жидкой фазы, что умень-
шает потери тяжелых углеводородов и повышает надежность работы го-
ловных систем магистрального транспорта товарного газа в однофазном
состоянии.
8.3. ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ЛЕТУЧИХ ИНГИБИТОРОВ
ГИДРАТООБРАЗОВАН ИЯ
И НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПРОЦЕССЫ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
ОБРАБОТКИ ГАЗА
Цель дальнейшего рассмотрения — определить пути оптимизации расхода
летучих ингибиторов гидратообразования применительно к УКПГ газокон-
денсатных месторождений, на которых используются низкотемпературные
процессы обработки природного газа.
Необходимость и возможность оптимизации расхода ингибиторов
гидратообразования была осознана уже в начале 60-х годов, сразу после
пуска в эксплуатацию первых установок низкотемпературной сепарации
газа (см., например, [285]). Технологическая схема по оптимизации расхода
метанола на нескольких однотипных технологических линиях установки
типа НТС впервые была предложена в УкрНИИГазе [286] в начале 70-х го-
дов и названа авторами методом "непрерывной циркуляции" водно-
метанольных растворов. Здесь экономия расхода свежего метанола в целом
(а конкретно авторами рассматривались три технологические линии от
каждой газоконденсатной скважины) достигается за счет некоторого, по
существу, в какой-то мере и преднамеренного перерасхода (что авторы
[286], однако, не отмечают) метанола на одной технологической линии с
подачей отработанного BMP в "голову" другой линии и т.д.
На рис. 8.13 представлен предложенный в [286] вариант установки
НТС для трех газоконденсатных скважин а, б, в с входными давлениями
соответственно 16, 15,5 и 15 МПа. В первичных сепараторах С-la, С-16 и
С-1в происходит отделение жидкой фазы, направляемой в разделитель Р-1.
После сепараторов С-1 в газовый поток скважины а в точке 1 впрыскива-
ется забираемая из емкости Е-2 метанолсодержащая вода, которая пред-
ставляет собой смесь двух жидкостей — выделяющейся в сепараторах С-3
и получающейся при промывке в промывочном аппарате ПА подогретых
конденсатов четвертой ступени сепарации. Авторы [286] полагают, что пе-
ред подачей водных растворов метанола в газовый поток их желательно
подогреть до 20 —25 °C. При этом между сепараторами С-1а и С-2а будет
происходить испарение в газовой поток скважины а основной массы ме-
танола из его водных растворов. Оставшаяся жидкость выделяется в сепа-
раторе С-2а и через трубопровод с калибровочным или регулируемым от-
верстием вместе с газом поступает в газовый поток скважины б в точке 2.
После дополнительного испарения метанола в газовом потоке скважи-
ны б на участке между сепараторами С-16 и С-26 водные растворы после
выделения в сепараторе С-26 с целью доиспарения метанола поступают в
газовый поток скважины в в точке 3, и после выделения в сепараторе С-2в
часть их направляется в аппарат ПА для промывки конденсата четвертой-
ступени сепарации, а остальные через, разделитель Р-1 или минуя его — в
канализацию. После разделения жидкостей в разделителе Р-1 вода сливает-
ся в канализацию, а конденсат — в конденсатосборную емкость Е-4 и за-
тем в конденсатопровод (если необходимо — после предварительной
осушки). При необходимости в газовый поток после сепараторов С-2 в
404
Рис. 8.13. Трехниточная технологическая схема обработки газа метанолом с непре-
рывной циркуляцией метанольных растворов
точках 4, 5 и 6 впрыскиваются метанольные растворы, забираемые из ем-
кости Е-3, которые выделяются в сепараторе С-4 и отделяются от конден-
сата в разделителе Р-3, или свежий метанол, забираемый из емкости Е-1.
В теплообменниках Т-1 температура газа снижается (в диапазоне от О
до 10 °C), а выделившаяся в сепараторах С-3 жидкость поступает в разде-
литель Р-2 (при этом она предварительно может быть подана в один из
теплообменников Т-1 для отдачи холода газу), где происходит отделение
конденсата от метанольных растворов, после чего метанольные растворы
подаются в газовый поток скважины а в точке 1, а конденсат направляется
в конденсатосборную емкость Е-4.
Предлагаемая технология обработки газа метанолом на установке НТС
предназначена, в первую очередь, для скважин с температурой газа на вхо-
де в установку выше температуры гидратообразования. Однако если в ряде
скважин газ будет иметь и более низкие температуры на участке от устья
скважины до газосборного пункта, то, подавая исходные метанольные рас-
творы непосредственно в ствол скважины или на ее устье, можно до-
биться, по мнению авторов [286], и безгидратной эксплуатации этих сква-
жин.
К сожалению, содержательная работа [286] в свое время не была до-
статочно глубоко осмыслена (т.е. не были поняты достоинства, и недостат-
ки технологии, представленной на рис. 8.13), и фактически она не получила
в 70-е годы какого-либо продолжения.
После обсуждения первоначальных предложений и идей по сокраще-
нию расхода метанола, которые можно назвать методами "вторичного ис-
пользования BMP", перейдем к более детальному рассмотрению технологи-
405
ческих схем оптимального использования метанола на установках НТС
прежде всего в пределах одной технологической линии. При этом сохраня-
ется основная идея подхода [286] — возможность испарения отработанно-
го метанола в поток газа в "голове" технологического процесса обработки
газа.
Дальнейшее существенное разви тие подобного подхода к распределе-
нию и циркуляции метанола на установке низкотемпературной подготовки
газа было осуществлено в результате детального анализа [287] пускового
периода эксплуатации УКПГ 2В Уренгойского ГКМ, а также в последую-
щих работах [20, 21, 28, 288 — 290]. Здесь на базе представленного в [106]
анализа физико-химических особенностей распределения по фазам летуче-
го и растворимого в конденсате ингибитора — метанола впервые ставится
задача оптимизации расхода метанола на одной и той же технологической
линии подготовки газа. В настоящее время детально разработаны соответ-
ствующие технологические схемы циклического (рециркуляционного) рас-
пределения летучего антигидратного реагента, которые, на первый взгляд,
представляются даже несколько парадоксальными (см. обсуждение ниже).
Техническая проработка вопроса выполнена во ВНИИГазе и ПО Уренгой-
газпром. Соответствующее математическое обеспечение для обоснования и
расчетов подобных оптимизационных технологических схем использова-
ния метанола детально разработано во ВНИИГазе [124, 291]. Оно может
быть использовано при решении задач сокращения эксплуатационных за-
трат на предупреждение гидратообразования и на других газовых, газокон-
денсатных и газонефтяных месторождениях. Новые технологические схе-
мы разработаны во ВНИИГазе и Уренгойгазпроме и реализованы в раз-
личных модификациях на установках НТС газа валанжинских залежей.
Методическая проработка вариантов технологических схем вплоть до раз-
работки понятийного аппарата и анализа ряда аналогий с другими техноло-
гическими процессами выполнена в работе [20].
Вначале обсудим вариант рециркуляционной технологии, предложен-
ный весной 1985 г. [287] Уренгойгазпромом и ВНИИГазом после анализа
начального этапа эксплуатации первой установки НТС на Уренгое — УКПГ
2В и вскоре нашедший свое воплощение в более общем и формализован-
ном виде в изобретении по патенту РФ № 1350447 [288]. Здесь цель сокра-
щения расхода метанола достигается тем, что в технологической схеме
подготовки углеводородного газа к транспорту, включающей ступенчатую
сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, введение в поток
газа на участки, где по термодинамическим условиям возможно образова-
ние гидратов водорастворимого летучего органического ингибитора гидра-
тообразования, выведение из сепараторов жидкости и разделение ее на
углеводородную и водную фазы (т.е. отработанный раствор ингибитора),
водную фазу подают в поток газа, поступающий на одну из предыдущих
ступеней сепарации.
В качестве ингибитора гидратообразования можно использовать любое
летучее водорастворимое органическое вещество, например метанол, эта-
нол, ацетон, эфироальдегидную фракцию (побочный продукт производства
синтетического этанола из этилена) и др. Нормальная температура кипения
этого летучего Ингибитора должна находиться в пределах 55 — 120 °C. При
этом с повышением нормальной температуры кипения такой лётучий ин-
гибитор можно называть летучим абсорбентом, а технологический процесс
начинает приобретать черты абсорбционной осушки газа, но при этом ос-
406
тается одна существенная разница — "регенерация" летучего абсорбента
осуществляется отдувкой (отпаркой) его самого в поток газа (отпадает не-
обходимость в отдельной установке регенерации).
Таким образом, предлагаемая организация процесса предусматривает
подачу отработанного водного раствора ингибитора в газ на одну из пре-
дыдущих ступеней сепарации. При этом происходит испарение летучего
ингибитора и частичное насыщение им газа. За счет этого снижается рас-
ход концентрированного (свежего) ингибитора, вводимого далее в газовый
поток. Одновременно происходит и снижение концентрации ингибитора в
водной фазе, во многих случаях — до значений, при котором регенерация
этого раствора методом ректификации экономически нецелесообразна, а
сброс его в пласт в соответствии с показателями ПДК уже допустим. Для
реализации этого требования на ранних ступенях сепарации осуществляет-
ся ввод отработанного метанола в поток обрабатываемого газа через спе-
циальный аппарат — десорбер, в котором происходит отпарка метанола в
поток газа при противоточном движении контактируемых фаз. Десорбер
может конструктивно быть как аппаратом тарельчатого, так и насадочно-
го типа. В качестве десорбера может использоваться и сепаратор, дообору-
дованный в своей верхней части массообменной секцией отпарки мета-
нола.
Следовательно, предлагаемый прием представляет собой рециркуляци-
онное (многократное) использование летучего ингибитора гидратообразо-
вания в системе подготовки газа в рамках одной технологической линии за
счет его испарения из жидкой фазы в поток газа на первых ступенях се-
парации и конденсации на последующих. При этом эффективно использу-
ются физико-химические особенности растворимости летучего органичес-
кого вещества в сжатом природном газе: сильная зависимость от темпера-
туры и увеличение растворимости с ростом давления при р > 5+7 МПа
(наличие на изотерме растворимости метанола в сжатом природном газе в
этом диапазоне давлений отчетливого минимума). Необходимость в подаче
свежего ингибитора связана с компенсацией его уноса с осушенным газом
(поступающим в газопровод), а также с нестабильным углеводородным
конденсатом и водой (поступающей в систему промстоков).
Предлагаемый способ промысловой подготовки газа в соответствии с
изобретением [288] осуществляется следующим образом (см. рис. 8.14, на
котором показана трехступенчатая сепарация газа, причем в принципиаль-
ном отношении эта технологическая схема практически совпадает со схе-
мой промысловой обработки газа валанжинских залежей Уренгойского
ГКМ, ср. рис. 8.10 и 8.14). Углеводородный газ с температурой 15 —45 °C и
давлением 9+13 МПа поступает на первую ступень в сепаратор 1, где про-
исходит отделение газовой фазы от воды и конденсата. Далее газ направ-
ляется на вторую ступень сепарации и проходит рекуперативный теплооб-
менник 2, где и охлаждается за счет теплообмена с холодным отсепариро-
ванным газом (направляемым далее в магистральный газопровод) и посту-
пает в сепаратор 3. В газовый поток, выходящий из второй ступени сепа-
рации и поступающий в низкотемпературную ступень, вводят летучий ин-
гибитор гидратообразования (концентрированные метанол, этанол, ацетон
и др.). Место ввода ингибитора определяется исходя из термодинамических
условий гидратообразования, которые реализуются в данном конкретном
случае в теплообменнике 4 и сепараторе 6. В третьей (низкотемпературной)
ступени сепарации газ проходит охлаждение в теплообменнике 4, дроссе-
407
Рис. 8.14. Схема подготовки газа к транспорту по патенту РФ
№ 1350447
лируется на штуцере 5 и поступает в сепаратор 6. Термодинамические ус-
ловия в сепараторе: температура (— 30)+( — 20) °C, давление 7+8 МПа. Отсе-
парированный и охлажденный сухой газ через теплообменники 4 и 2 на-
правляется в газопровод, а углеводородная жидкость из сепаратора 6 — в
конденсатопровод.
Отделившуюся водную фазу, представляющую собой довольно концен-
трированный "отработанный" раствор ингибитора (50 —85 мас.% водный
раствор, причем концентрация метанола зависит от температуры газа на
концевой ступени сепарации), подают в поток газа перед теплообменником
2. Если образование гидратов в потоке влажного газа термодинамически
возможно на более ранних ступенях сепарации, то на них тоже подают
раствор ингибитора. Более разбавленный водный раствор ингибитора (с
концентрацией примерно в диапазоне 5+35 мас.% в зависимости от кон-
кретных термобарических условий), выделенный в сепараторе второй сту-
пени 3, подают в сепаратор 1. Для улучшения процесса отдувки и более
полного насыщения газовой фазы ингибитором целесообразно дооборудо-
вать верхнюю часть сепаратора 1 тарельчатыми устройствами или устано-
вить секцию с насадкой (например, из колец Рашига), куда и подавать
водный раствор ингибитора из сепаратора 2. Обедненный после отдувки
ингибитора водный раствор стекает в сепаратор 1, где концентрация инги-
битора еще более снизится вследствие смешения с отделившейся от газа
влагой. Как вариант предлагаемого способа возможна подача водного
раствора ингибитора из низкотемпературного сепаратора 6 непосредствен-
но в сепаратор первой ступени 1, дооборудованный массообменной сек-
цией.
Предлагаемый способ прежде всего был проверен расчетным путем
для термобарических условий промысловой подготовки к транспорту при-
родного газа, характерных для валанжинских залежей Уре’-гойского газо-
конденсатного месторождения на начальный период эксплуатации место-
рождения. Приведем расчетные показатели процесса для природного газа,
состоящего в основном из метана и содержащего до 7 мол. % С2+в.
Параметры установки промысловой подготовки газа следующие:
в сепараторе 1 давление р = 12 МПа, температура t = 40 °C;
408
в сепараторе 3 р = 12 МПа, t = 34 °C (т.е. н теплообменнике 2 при-
родный газ практически не охлаждается);
в низкотемпературном сепараторе 6 р = 7,6 МПа, / = —20 °C.
При этих термодинамических параметрах установки гидратообразова-
ние может иметь место только на участке технологической схемы после
теплообменника 4. С учетом состава и температуры газа концентрация ме-
танола в водном растворе для предупреждения гидратообразования на этом
участке должна быть не менее 55 мае.%. Для обеспечения надежного без-
гидратного режима в газ перед теплообменником 4 вводим -1,5 кг метанола
на 1000 м3 газа (концентрация метанола 95 мае.%), что обеспечивает кон-
центрацию отработанного метанола в сепараторе 6 около 70 мае.%.
По рассматриваемому способу весь отработанный водометанольный
раствор из сепаратора 6 вводят в поток газа перед теплообменником 3.
Метанол из жидкой фазы частично переходит в газовую, и при выходе из
сепаратора 3 его содержание в газе составляет 0,8 кг/1000 м3.
В сепараторе 3 отделяем жидкую водную фазу с концентрацией мета-
нола И мас.%. Ее вводят в верхнюю часть сепаратора 1, снабженную спе-
циальной массообменной секцией с насадкой из колец Рашига. Высота
слоя насадки 1,2 м. Концентрация метанола в водном растворе после про-
хождения насадки составит 0,1-Ю,5 мас.%. Концентрация метанола в водном
растворе в нижней части сепаратора (после смешения с выделившейся в
сепараторе водой) составит менее 0,03-Ю, 1 мас.%.
Как и в традиционной технологии ингибирования УНТС, перед тепло-
обменником 4 требуется подача свежего метанола.
Расход метанола в предлагаемом способе для рассматриваемого вари-
анта уменьшился и составил 1,48 — 0,79 = 0,7 кг/1000 м3, где 0,79 кг/1000 и1 —
количество метанола, поступающего с газом из сепаратора 3. Следователь-
но, ожидаемое снижение расхода свежего метанола в рассматриваемом
способе по сравнению с традиционным может составить как минимум
40 —60 % (и зависит от конкретных термобариче'ских условий).
Отметим существенные моменты формулы изобретения по патенту
РФ 1350447: отработанный раствор ингибитора из сепаратора какой-либо
из ступеней сепарации (не обязательно последней) подается на любую пре-
дыдущую ступень той же самой технологической линии (которая может
быть специально дооборудована массообменной секцией с целью интенси-
фикации процесса отпарки метанола). Таким образом, предлагаемый спо-
соб, по существу, направлен на то, чтобы скомпенсировать известный не-
достаток метанола как летучего ингибитора (и тем самым превратив этот
недостаток метанола в достоинство) — высокую растворимость в газовой
фазе, и за счет этого регенерировать отработанный раствор с использова-
нием "регенерационных возможностей" самого газового потока на одной и
той же технологической линии.
При этом еще раз подчеркнем, что летучим ингибитором в рассматри-
ваемой технологии может быть не только метанол, но и другое легколету-
чее водорастворимое органическое вещество (например, ацетон, этанол,
ЭАФ и др.). Какой именно летучий ингибитор использовать — зависит от
температурного уровня процесса промысловой обработки газа
(температуры газа в концевом аппарате): чем ниже температура, тем эф-
фективнее применение именно метанола. Ориентировочно можно говорить
о том, что при температурном уровне процесса (— 40) — (— 50) °C и ниже
метанол оказывается вне конкуренции, на температурном уровне (—15) —
409
( — 25) °C с технико-экономической точки зрения более предпочтительным
является этанол (однако практическое использование этого преимущества
этанола довольно проблематично с учетом российских реалий). При еще
более высоких температурных уровнях ( - 5) — (— 15) °C, по-видимому, наи-
более перспективен изопропиловый спирт. Но при таких температурах
уже практически не имеет смысла говорить о промысловой подготовке
конденсатосодержащего газа. Здесь речь может идти об осушке тощего
газа на двух температурных уровнях с использованием летучего абсорбен-
та - органического вещества с температурой кипения 85-120 °C (ср. с
обсуждением методов осушки газа в гл. 7 и с подходом к подготовке то-
щих газов, рассматриваемым в разделе 8.4).
На практике не исключается, что по тем или иным технологическим
причинам более удобной окажется реализация несколько ослабленных
("ухудшенных") вариантов циклического использования метанола, напри-
мер, сбор отработанного раствора ингибитора с нескольких технологичес-
ких линий УКПГ (на конечных ступенях сепарации) и подача его в
"голову" процесса НТС на специально оборудованную технологическую
линию. С теоретической точки зрения этот упрощенный вариант техноло-
гии, очевидно, менее оптимален, так как не в полной мере использует
"регенерационные возможности" всех теплых потоков газа на начальных
ступенях процесса. Рассматриваемый вариант уже весьма близок к перво-
начальной идее (286) "непрерывной циркуляции" BMP, т.е. может рассмат-
риваться как промежуточный вариант между [286] и [288].
Из приведенных выше рассуждений становится вполне очевидным, что
первоначально предложенная технология "непрерывной циркуляции" [286]
менее оптимальна, чем "рециркуляционная технологическая схема" [288] и,
кроме того, может быть разработан ряд промежуточных технологических
схем, представляющих интерес в тех или иных случаях.
Предложенная в [287, 288] технология рециркуляционного использова-
ния метанола согласно патенту РФ 1350447 была практически реализована
[289] на УКПГ 5В Уренгойского месторождения. Для полноты изложения
приведем технологическую схему процесса (рис. 8.15) и ее краткое описа-
ние (более полное изложение с обсуждением результатов промышленных
испытаний представлено в [289]). Для осуществления этого процесса до-
полнительно к существующей системе подачи и распределения исходного
метанола были проложены технологические трубопроводы подачи отрабо-
танного метанола к существующим точкам ввода ингибитора. Разработан-
ный процесс осуществляется следующим образом. Природный газ со
скважины поступает на УКПГ в здание переключающей арматуры 2, где он
после уравнивания давления распределяется по технологическим линиям и
поступает в сепараторы 3 первой ступени (С-1), где происходит отделение
жидкости (углеводородный конденсат, конденсационная вода, пластовая
вода, метанол) от газа. Из сепаратора 3 газ направляется в трубное прост-
ранство теплообменника Т-1; где в результате теплообмена с потоком газа
из низкотемпературного сепаратора С-2 происходит его охлаждение, при
этом происходит конденсация паров воды и высококипящих углеводоро-
дов. Конденсат воды и углеводородов вместе с газом поступает после теп-
лообменника Т-1 в промежуточный сепаратор 10 (С-4). Газ из сепаратора
С-4 после отделения от него жидкости направляется на вторую ступень
теплообмена в теплообменник Т-2] где происходит дальнейшее охлаждение
газа и конденсация паров воды и углеводородов. Окончательное охлажде-
410
Рис. 8.15. Технологическая схема рециркуляционного процесса использования ме-
танола на УКПГ 5В Уренгойского месторождения:
1 — теплообменник II ступени Т-2; 2 - здание переключающей арматуры (ЗПА); 3 — сепа-
ратор I ступени С-1; 4 — теплообменник I ступени Т-1; 5 — разделитель I ступени Р-1; б —
разделитель II ступени Р-2; 7 — емкость отработанного метанола; 8 — насос подачи отрабо-
танного метанола; 9 — сепаратор II ступени С-2; 10 — промежуточный сепаратор С-4; 11 —
дроссельное устройство (штуцер); I — газ со скважин; II — газ в магистраль; III — жидкость
в поглощающую скважину (или на факел); IV — углеводородный конденсат; V — отработан-
ный метанол (BMP); VI — исходный (концентрированный) метанол
ние потока газа, обеспечивающее выделение углеводородов и воды до тре-
буемой кондиционности, происходит за счет расширения газа на штуцере
11. При этом температура потока понижается до ( — 26)-(-30) °C, в ре-
зультате чего из газа практически полностью выпадают влага, высококи-
пягцие углеводороды и основная масса метанола, который вводится в по-
ток газа перед ЗПА (в случае необходимости) теплообменниками 1 и 4 и
штуцером 11. Выделившаяся в сепараторах 9 (С-2) всех технологических
линий жидкость отводится в разделители 2 ступени б, где метанольный
раствор отделяется от углеводородного конденсата и отводится в емкость 7
резервуарного парка. Концентрация метанола в этом растворе находится в
пределах 70 —75 мас.%. Из емкости 7 раствор забирается насосом 8 и
впрыскивается в поток газа каждой технологической линии перед тепло-
обменником I ступени Т-1. Уносимый потоком газа метанол исключает:
возможность образования гидратов в трубках теплообменника и промежу-
точном сепараторе С-4. Некоторое количество метанола в паровой фазе
поступает с газом и на вторую ступень теплообмена. Для предупреждения
411
образования гидратов на этой ступени перед теплообменником Т-2, а так-
же в случае необходимости и перед штуцером П в поток газа вводится
исходный метанол концентрации 95 мае.%. Газ после отделения от него
жидкости в сепараторе С-2 обратным потоком через теплообменники 1 и
4 направляется в магистральный газопровод, а отработанный метанол
вновь поступает на ингибирование периой ступени теплообмена. Благодаря
этому расход исходного метанола сокращается.
Здесь следует выделить важный момент применяемой технологии —
незначительное охлаждение газа в теплообменнике Т-1 (имелась технологи-
ческая возможность для этого из-за избыточного свободного перепада дав-
ления в начальный период эксплуатации УКПГ 5В). Таким образом, тепло-
обменник Т-1 был фактически использован по новому назначению — как
аппарат, в котором происходит эффективная десорбция метанола из его
отработанного водного раствора. Причем промысловые исследования по-
казали, что эффективность отдувки метанола в этом специфическом "мас-
сообменном аппарате" заметно большая, чем получается по расчету для
одной теоретической ступени контакта при температуре газа на выходе из
теплообменника. Детальный анализ причин этой, на первый взгляд, не-
сколько парадоксальной ситуации привел к разработанным во ВНИИГазе
интересным модификациям технологического процесса по патенту РФ
1350447.
Как подробно изложено в разделе 8.1, в настоящее время в отрасли
активно предлагаются различные модификации технологических схем под-
готовки газа типа схем низкотемпературной конденсации и абсорбции
(НТКА) и низкотемпературной сепарации-ректификации (НТСР), в кото-
рых на последней стадии технологический процесс проводят при темпера-
турах ( —60)т( —80) °C. В качестве примера рассмотрим технологическую
схему НТКА (рис. 8.16), предложенную в [281] как возможный альтерна-
тивный вариант для Ямбургского ГКМ (этот вариант остался нереализо-
ванным). Процесс низкотемпературной абсорбции проводят при давлении
5,5 МПа и температуре —60 °C, а в качестве ингибитора гидратообразова-
ния предусматривается метанол. Анализируя эту и подобные технологичес-
кие схемы видно, что каких-либо принципиальных отличий от схемы на
рис. 8.14 с точки зрения технологий рециркуляционного использования
метанола здесь нет. В то же время наличие более низких температур
( — 60 °C и ниже) способствует конеденсации в низкотемпературных сепа-
раторах (разделителях) BMP с высокой концентрацией метанола
(—90 мас.%). Таким образом, особенности технологических схем типа
НТКА, НТСР только благоприятствуют вариантам оптимального использо-
вания летучего ингибитора гидратообразования метанола. Вместе с тем для
каждой подобной технологической схемы требуется определенная методи-
ческая проработка вопроса, поскольку в таких случаях может быть не-
сколько контуров (иногда — вложенных между собой) рециркуляции мета-
нола. Более подробное обсуждение этого круга вопросов дано в [20].
Обуждая разработанный ВНИИГазом и Уренгойгазпромом процесс
низкотемпературной обработки газа с рециркуляцией метанола необходи-
мо остановиться и дать соответствующую оценку аналогичному технологи -
ческому процессу, разработанному несколько позже Французским инсти-
тутом нефти под названием ИФПЕКСОЛ.
ИФПЁКСОЛ является торговой маркой запатентованного Француз-
ским институтом нефти (IFP) технологического процесса, который позво-:
412
Рис. 8.16. Альтернативная проектная технологическая схема НТКА газа Ямбургско-
го месторождения:
1,7 — газосепараторы; 2 — ДКС: 3, 13 — АВО газа; 4, 15 — пропановые холодильные маши'
ны; 5, 6' — теплообменники; 8 — детандер-компрессорный агрегат; 9,11— трехфазные разде-
лители; 10 — абсорбционно-отпарная колонна; 12 — печь; 13 — дегазатор; 1 — сырой газ;
II — водо.метанольный раствор на регенерацию; III — концентрированный метанол; IV —
товарный газ; V — нестабильный конденсат
ляет на одной установке обеспечить полную обработку природного газа,
включая его осушку, извлечение конденсируемых углеводородов и кислых
газов — сероводорода и диоксида углерода [292]. Процесс основан на фи-
зической абсорбции влаги, углеводородов и кислых газов одним физичес-
ким агентом — водным раствором метанола с использованием любого ис-
точника холода (внутреннего и внешнего), т.е. на низкотемпературной аб-
сорбции.
Отправной точкой для исследований и разработок IFP в данном на-
правлении, которые были начаты в 1986 г., явилось стремление объединить
функциональные этапы процесса обработки газа — осушку, отбензинива-
ние и извлечение кислых компонентов в компактный абсорбционный
процесс, в котором вода, конденсат и кислые компоненты могли бы из-
влекаться одним растворителем.
Учитывая то, что не все природные и технологические газы содержат
кислые компоненты, но все содержат влагу, важно обеспечить в любом
случае осушку газа и предупредить гидратообразование. Таким образом,
413
хотя процесс был задуман как интегрированный. его разделили на три со-
ставные части: ИФПЕКС-1, ИФПЕКС-2 и ИФПЕКС-З.
В процессе ИФПЕКС-1 из сырьеного влажного газа извлекаются вода
и конденсируемые углеводороды (рис. И. 17). Если же требуется обессерива-
ние или извлечение основной массы кислых газов, то используется допол-
нительно система ИФПЕКС-2, которая заменяет селективную аминовую
очистку (рис. 8.18). Она работает с использованием недорогого растворите-
ля — того же метанола. При этом потребность в тепловой энергии состав-
ляет примерно половину от потребности для аминовой очистки для одной
и той же нагрузки по кислым газам. Впрочем последний процесс, по суще-
Рис. 8.17. Схема процесса ИФПЕКС-1:
1 — влажный газ со скважины: 2 — контактор (насадочная колонна); 3 — сбросная вода; 4 —
холодильный цикл; 5 - подпитка свежим метанолом; 6 - газ в блок ИФПЕКС-2; 7 - низко-
температурный сепаратор: 8 — жидкие углеводороды
*9
Рис. 8.18. Схема полного процесса ИФПЕКСОЛ для обработки газа:
1 — сырьевой газ; 2 — контактор (насадочный аппарат для десорбции метанола), процесса
ИФПЕКС-1; 3 - сбросная вода (с минимальным содержанием метанола)\ -4 — холодильный
цикл; 5 - контактор процесса ИФПЕКС-2; 6 - холодильник; 7 - стриппинг-колонна ИФ-
ПЕКС-2; 8 — холодильник; 9 — товарный газ; 10 — жидкие газы; 11 — пар низкого давления
414
ству, является разновидностью хорошо известного процесса очистки газа
от кислых компонентов холодным метанолом (процесс Ректизол [293]).
Кроме того, анонсируется также процесс ИФПЕКС-3, который будет об-
рабатывать конденсируемые углеводороды (если они есть) для извлечения
растворенных кислых газов и следов метанола из жидкостей.
Пилотные испытания и детальные оценки процесса ИФПЕКСОЛ в
сравнении с современными конкурентоспособными технологиями показа-
ли, что ИФПЕКСОЛ обеспечивает низкую потребность в тепловой энер-
гии, в нем нет выбросов и он обеспечивает извлечение технологической
воды.
Компания Петро-Канада (Petro-Canada) переоборудовала одну из уста-
новок осушки и обессеривания газа, введя параллельно с блоком аминовой
очистки и гликолевой осушки блок ИФПЕКС-1, что является промышлен-
ной реализацией процесса ИФПЕКСОЛ на ГПЗ Ист Джилби (East Gilby) в
штате Альберта (Канада).
Сырьевой поток влажного газа делится на две части, одна из которых
поступает в нижнюю часть абсорбера, где контактирует в противотоке на
контактных элементах со стекающим с верха колонны потоком водного
раствора метанола, поступающего из низкотемпературного сепаратора.
Интересный момент состоит в том, что абсорбер может быть установлен
на достаточном удалении от холодильной установки, например, на газо-
сборном пункте (в том числе — и на морской платформе).
Метанол практически полностью извлекается из водного раствора
поднимающимся потоком сырьевого газа. Отходящий с низа колонны по-
ток жидкости представлен в основном пресной водой в количестве, кото-
рое определяется спецификацией точки росы по влаге осушаемого сырье-
вого газа. В то же время поток осушенного газа, покидающий абсорбер,
содержит отпаренный из раствора с водой метанол в количестве, доста-
точном для ингибирования гидратов при транспорте газа или его охлажде-
нии (всего потока сырьевого газа после объединения частей на выходе из
абсорбера). После прохождения двух теплообменников (по данной схеме)
холодильной установки (любого типа в зависимости от необходимой тем-
пературы в низкотемпературном сепараторе) жидкие углеводороды, мета-
нол и сконденсированная вода, образовавшиеся в процессе охлаждения,
отделяются в низкотемпературном сепараторе.
Холодильная установка понижает температуру газа до значения, при
котором точка росы газа по влаге или углеводородам будет соответство-
вать действующим спецификациям. Может быть использован любой холо-
дильный цикл — от простого дросселирования до турбодетандерного про-
цесса.
Процесс ИФПЕКС-1 обеспечивает заданные точки росы газа по влаге
и углеводородам. Охлажденный в этом процессе газ, содержащий кислые
компоненты, поступает во вторую колонну (процесс ИФПЕКС-2), где кон-
тактирует в противотоке с холодным раствором метанола. Кислые газы, а
именно, H2S и СО2, а также меркаптаны физически растворяются в потоке
метанола, что обеспечивает требуемые спецификации по указанным ком-
понентам в выходящем из абсорбера чистом газе. Для десорбции погло-
щенных кислых газов используется обычная десорбция в стриппинг-
колонне паром низкого давления; отрегенерированный раствор метанола
снова подается на абсорбцию в контактор (абсорбер) процесса ИФПЕКС-
2. Одноступенчатый процесс ИФПЕКС-1 прост и обеспечивает одновре-
415
менно требуемые точки росы газа ио влаге и углеводородам вплоть до
- 100 °C.
Показатели процесса были сопоставлены по общепринятым критери-
ям одной промышленной компанией, которая недавно завершила три раз-
личных проекта осушки газа по принятым технологиям: установка осушки
моноэтиленгликолем до точки росы но влаге, равной —6,67 °C (20 °F) про-
изводительностью 2832 тыс. м3/сут (100 млн. куб. фут/сут); установка три-
этиленгликолевой осушки до точки росы —20,56 °C ( — 35 °F) производи-
тельностью 5946 тыс. м3/сут (210 млн. куб. фут/сут) и установка осушки
молекулярными ситами до точки росы —51,1 °C ( — 60 °F) производительно-
стью 424,5 тыс. м3/сут (15 млн. куб. фуг/сут).
В каждом из трех случаев были использованы эквивалентные схемы
ИФПЕКС-1 для реальных условий эксплуатации для сравнения капитальных
вложений, массы оборудования и занимаемой площади (для случая офф-
шорного расположения). Показатели экономии капвложений относятся
только к блоку осушки, исключая общее оборудование.
Проведенное во Французском институте нефти сравнение показывает,
что ИФПЕКС-1 обеспечил бы экономию 155 тыс. долл, на капвложениях
по сравнению с впрыском этиленгликоля; 500 тыс. долл, по сравнению с
триэтиленгликолем (ТЭГ) и 420 тыс. долл, по сравнению с адсорбцией.
Сравнение процесса ИФПЕКС-1 с другими процессами по массе оборудо-
вания показало, что он обеспечил бы экономию в Ют по сравнению с
процессом абсорбционной осушки с использованием МЭГ; 60 т по сравне-
нию с процессом ТЭГ; 18 т по сравнению с адсорбционным методом с ис-
пользованием цеолитов. По занимаемой площади ИФПЕКС-1 сэкономил
бы 200 кв. футов (18,6 м3) по сравнению с ЭГ; 46,4 м3 по сравнению с ТЭГ
и 27,9 м3 по сравнению с молекулярными ситами. Сопоставление по массе
и площади морских установок в Северном море показано в табл. 8.3 для
процесса ИФПЕКС-1 и установки осушки попутного газа производитель-
ностью 8495 тыс. м3/сут (300 млн. куб. фут/сут).
Как видно из табл. 8.3, экономия по массе составила бы 110 т и по
площади 48,3 м3. Следующая из этих показателей экономия капитальных
вложений составила бы 1,8 млн. долл.
В настоящее время в зарубежной литературе активно обсуждаются
гликолевые установки осушки с их потенциальной эмиссией в атмосферу
углеводородов, особенно в том, что касается вредных ароматических со-
единений, в частности, бензола, толуола и ксилола. После вступления в си-
лу в США Закона о чистом воздухе (U.S. Clean Air Act) сейчас много вни-
Таблица 8.3
Сопоставление абсорбционной осушки газа и процесса ИФПЕКС-1
на примере месторождения в Северном море
Системы процесса Традиционное исполнение ИФПЕКС-1
Масса, т Площадь, м2 Масса, т Площадь, м2
Контактор ..110 9,3 40 28
(абсорбер) Регенератор 30 18,6 —
Накопитель- 20 23,2 5 —
ная емкость Площадка 10 9.3 15 9,3
химреагентов Всего 170 60,4 60 12,1
416
мания уделяется выбросам углеводородов в воздух, особенно содержащих
ароматические соединения, и, прежде всего, бензола. Концентрированные
гликоли являются хорошо известными экстрагентами ароматических угле-
водородов. Здесь стоит отметить, что некоторые промышленные процессы
экстракции ароматики используют смеси гликолей для извлечения бензола,
толуола и ксилолов из жидкостей и газов.
В то же время выбросы ароматических углеводородов принципиально
исключаются самой схемой ИФПЕКС-1. Абсорбер (контактор) процесса
ИФПЕКС-1 использует энергию входящего сырьевого влажного газа для
отпарки метанола из водометанольного раствора, поступающего из холо-
дильного процесса. Метанол, будучи более летучим, чем вода, полностью
отпаривается в контакторе и поступает в холодильный процесс. Вода, от-
бираемая с низа абсорбера, не является паровой, как в обычном регенера-
торе гликоля. Следовательно, по самой идее процесса нет выбросов ни уг-
леводородов, ни бензола в атмосферу.
Таким образом, предложенный Французским институтом нефти тех-
нологический процесс ИФПЕКС-1 имеет ряд преимуществ как при про-
мысловой обработке конденсатосодержащих газов, так и при обработке
тощих газов. В настоящее время в мире действует 15 установок, реализу-
ющих варианты процесса ИФПЕКСОЛ. При этом существенной новизной
по сравнению с ранее достигнутым уровнем техники обладает только пер-
вая часть интегрированного процесса ИФПЕКСОЛ — процесс ИФПЕКС-1.
Теперь следует подчеркнуть абсолютную идентичность технологическо-
го процесса обработки природного газа по патенту РФ 1350447, разрабо-
танного ВНИИГазом и Уренгойгазпромом, технологическому процессу
ИФПЕКС-1, предложенному несколько позже и независимо Французским
институтом нефти. Чтобы в этом легко убедиться, достаточно сопоставить
рис. 8.14 с рис. 8.17. Следовательно, все выводы и сравнения, выполненные
Французским институтом нефти, в полной мере относятся и к низкотем-
пературным технологическим процессам с рециркуляцией летучих ингиби-
торов гидратообразования, разработанных отечественными специалистами.
Перейдем теперь к поиску и устранению некоторых недостатков тех-
нологии по патенту РФ 1350447 (разумеется, это же относится и к процессу
ИФПЕКС-1).
Здесь принципиальным моментом представляется то, что и технология
рециркуляции метанола по [288] применительно к существующим термоба-
рическим режимам Уренгойского (а также Оренбургского и ряда других)
ГКМ при температурах сепарации газа ( — 20)+( — 25) °C и ниже все же не
является полностью оптимальной. Более того, при понижении температур-
ного уровня технологического процесса неоптимальность технологии не-
сколько увеличивается.
Обсудим причину этой неоптимальности. Она связана с наличием не-
которой "избыточной" концентрации метанола в BMP в сепараторах на
последней ступени сепарации (эффект проявляется при температуре сепа-
рации ниже минус 15 °C) из-за значительной конденсации метанола из га-
зовой фазы при низких температурах.
Этот эффект подробно рассмотрен еще в "Методических указаниях"
[106] и был специально проанализирован в работе [294] применительно к
условиям Оренбургского. ГКМ. Его наличие следует уже из того, что, как
показывают соответствующие расчеты, в установках НТС (типа Уренгой-
ских и Оренбургских) не требуется дополнительной подачи концентриро-
14 — 830
417
ванного (свежего) метанола перед дро< ( (,ЛИрующим устройством. Здесь уча-
сток "дроссель - низкотемпературный сепаратор" работает в режиме, на-
званном в [106] режимом самоингибирования. Этот режим можно также
назвать режимом ингибирования "испаренным" метанолом за счет его кон-
денсации из газа в жидкую водную фазу.
Анализ, выполненный в работал 110G, 294], показал, что эффект по-
вышенной (или "избыточной") концентрации метанола в BMP в сепарато-
рах последней ступени (по сравнению с минимально необходимой его кон-
центрацией для предупреждения гидратов в низкотемпературном сепарато-
ре) обусловлен вполне "объективными" причинами (а именно, конденсаци-
ей метанола из газовой фазы), а не "субъективными" факторами (т.е. пе-
рерасходом метанола по причине отсутствия надежных систем автоматиче-
ского регулирования расхода ингибитора и/или из-за неквалифицирован-
ного обслуживающего персонала). Результаты проведенных расчетов пока-
зали, что эффект повышения концентрации метанола в BMP становится
менее выраженным с ростом температуры в низкотемпературном сепара-
торе и увеличением содержания воды в водогазоконденсатном потоке. Об-
наруженный эффект достаточно наглядно проявляется при температуре
сепарации газа ниже —20 °C. Более того, эффект избыточной концентра-
ции метанола возрастает при переходе от традиционной технологии инги-
бирования метанолом к рециркуляционным технологиям. Это связано с
некоторой осушкой газа в десорбере-сепараторе при обработке газа вод-
ным раствором метанола.
В работе [295] проведены дополнительные исследования эффекта по-
вышенных концентраций метанола на последней ступени сепарации, что
позволило предложить оригинальный технологический прием, позволяю-
щий оптимизировать расход метанола на последней низкотемпературной
ступени сепарации за счет создания условий для уменьшения (до мини-
мально возможной) концентрации метанола в BMP в низкотемпературных
сепараторах.
Рассмотрим (рис. 8.19) низкотемпературный узел установки НТС, со-
стоящий из рекуперативного теплообменника 1, дросселя 2 и низкотемпе-
ратурного сепаратора 3. Перед теплообменником 1 предусматривается по-
дача концентрированного метанола в таком количестве, чтобы поддержи-
вать безгидратный режим теплообменника. При этом сепаратор 3 заведомо
оказывается в безгидратном режиме и реализуется эффект избыточной
концентрации метанола в BMP. Предлагаемый способ оптимизации расхо-
да метанола направлен на устранение этого технического протворечия, вы-
явленного в ходе промысловых и расчетно-теоретических исследований.
Устранение технического противоречия осуществляется разработанным во
ВНЙИГазе способом (рис. 8.20): определенную часть отработанного водно-
го раствора метанола с последней ступени сепарации направляют в поток
газа перед последней ступенью сепарации, т.е. перед теплообменником /.
Таким образом, часть отработанного BMP возвращают в ту же точку, куда
его первоначально ввели. И, что особенно важно отметить: на рассматри-
ваемом участке теплообменник—дроссель —низкотемпературный сепаратор,
нет стока жидкой фазы (помимо сепаратора). Такую технологическую схе-
му ингибирования метанолом мы назвали схемой с рециркуляцией ингиби-
тора на последней ступени сепарации газа. Важно подчеркнуть, что в рам-,
ках существовавших до 1985—1987 гг. не вполне корректных методик рас-
чета расхода ингибиторов гидратообразования подобное предложение
418
в газопровод
Рис. 8.19. Схема оптимизации расхода метанола на последней
ступени сепарации газа, предложенная В.А. Истоминым,
А.Г. Бурмистровым, В.П. Лакеевым и В.Г. Квоном
представлялось имеющим негативный смысл. Данное обстоятельство под-
черкивает, на наш взгляд, нетривиальность (и в какой-то мере — парадок-
сальность) предложенного технического решения. Суть его состоит в том,
что доля отработанного метанола, направляемого снова перед теплообмен-
ником 1, подбирается таким образом, чтобы понизить концентрацию ме-
танола в BMP в сепараторе 3 до минимально возможной величины (еще
отвечающей безгидратному режиму работы этого низкотемпературного
сепаратора). При этом достигается положительный эффект: сокращается
расход свежего концентрированного метанола перед теплообменником.
По проведенным расчетам доля возвращаемого в цикл BMP в зависи-
мости от термобарических режимов изменяется в пределах 20 — 70% от
общего количества выделяющегося в низкотемпературном сепараторе BMP,
причем максимальная доля возвращаемого в цикл отработанного BMP как
раз и определяется из условия снижения концентрации метанола BMP до
минимально возможной. В рамках предлагаемой технологической схемы
сокращение расхода концентрированного метанола происходит за счет
участия BMP в ингибировании теплообменника I и уменьшения потерь ме-
танола с газом сепарации и нестабильным конденсатом.
Рис. 8.20. Схема подготовки газа по патенту РФ № 1606827
419
Рассмотрим подробнее конкретную ситуацию, близкую к условиям
работы установки НТС на УКПГ 1АВ Уренгойского ГКМ в начальный пе-
риод ее эксплуатации. Пусть давление газа в технологической линии до
штуцера составляет 13 МПа, в сепараторе 3-!-7,5 МПа, температура газа на
входе в теплообменник / составляет 21- 22 °C, на выходе — { — 5) °C, тем-
пература в сепараторе С-2 — ( — 22) °C. В соответствии с условиями фазо-
вого равновесия валанжинский газ — водный раствор метанола — газовые
гидраты концентрация метанола в водной фазе для предупреждения гидра-
тообразования в теплообменнике 1 должна составить не менее 45 мас.%, а
в сепараторе 3 — не менее 60 мас.%. Для упрощения ситуации в рассмат-
риваемом методическом примере не будем учитывать растворимость мета-
нола в нестабильном конденсате (учет растворимости метанола в неста-
бильном конденсате только усиливает положительный эффект от предлага-
емого технологического приема, но несколько усложняет рассмотрение).
Согласно выполненным расчетам, "безгидратный режим" теплообменника 1
достигается при закачке 1,33 кг концентрированного (95 мас.%) метанола на
1000 м3 газа. При этом концентрация метанола в BMP, выделившемся в се-
параторе 3, составит - 65 мас.%, а унос растворенного в газе сепарации
метанола составит - 0,37 кг/1000 м3. Аналогичные расчеты выполнены и для
условий возврата части BMP из сепаратора 3 в цикл (табл. 8.4).
Концентрация метанола в BMP в потоке газа перед дросселем во всех
случаях составляет 45 мас.%.
Приведенные результаты расчетов свидетельствуют о том, что в дан-
ном конкретном случае максимально возможный процент возврата BMP в
цикл составляет -50 %. При увеличении доли возвращаемого в цикл BMP
уже нельзя обеспечить безгидратный режим сепаратора 3 (см. последнюю
строку в таблице).
Таким образом, при доле возврата BMP в цикл, равной -50 %, расход
концентрированного метанола сокращается на 25 — 30% (по сравнению с
традиционной технологией применения метанола). Если же учесть потери
метанола с нестабильным конденсатом, то в рамках предлагаемой схемы
расход концентрированного метанола перед теплообменником 1 в про-
центном отношении еще более сокращается. Это связано с тем, что рас-
творимость метанола в нестабильном конденсате резко падает при умень-
шении его концентрации в отработанном BMP.
Следует отметить, что имеется и еще один фактор, который также
положительно характеризует предлагаемую технологию. В реальных про-
мысловых условиях при существующей технологии закачки метанола на
УКПГ имеет место некоторый его перерасход по сравнению с расчетной
Таблица 8.4
Необходимый расход концентрированного метанола для обеспечения безгидратного режима
теплообменника в зависимости от доли рециркулирующего раствора BMP
Доля возвращения BMP в цикл, мас.% Требуемый расход концентрированного метанола перед теп- лообменником. кг/1000 м’ Унос метанола с газом сепарации, кг/1000 м3 Концентрация мета- нола в BMP в сепара- торе, мас.%
0 1.33 0,37 65.3
20 1,23 0,35 63
47 1.05 0,33 60
70 0.92 0,31 57
420
величиной из-за неравномерности распределения метанола по теплообмен-
ным трубкам теплообменника. Возврат части BMP в цикл увеличивает ко-
личество циркулирующей жидкой водометанольной фазы, что способствует
более эффективному предупреждению гидратообразования в теплообмен-
нике. Следовательно, в рамках предлагаемой технологии фактически не
требуется задавать "запас" по расходу метанола (но сравнению с теорети-
ческим количеством).
Таким образом, предлагаемая технологическая схема (см. рис. 8.19)
использования метанола на последней (низкотемпературной) ступени сепа-
рации позволяет сократить расход концентрированного метанола и сни-
зить его "безвозвратные" потери (с газом сепарации и нестабильным кон-
денсатом). Данная технологическая схема применима не только для условий
подготовки валанжинского газа на Уренгойском ГКМ, но и для других ус-
тановок НТС с температурой сепарации ниже ( — 15) —( —20) °C. Принципи-
альное отличие этого способа от рассмотренных состоит в том, что отра-
ботанный водный раствор метанола выделяют и перераспределяют не
только на одной и той же технологической линии, но и на одной и той же
(низкотемпературной) ступени сепарации.
Анализируя рассмотренные выше технологические схемы, представля-
ется весьма естественным, что для полной оптимизации расхода метанола
на УНТС в рамках технологической линии целесообразно сочетание тех-
нологии по рис. 8.14 с технологией по рис. 8.19. Подобный синтез этих
способов и представлен в изобретении [296] по патенту РФ 1606827.
Цель этого изобретения — повышение эффективности низкотемпера-
турного процесса подготовки газа.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включа-
щем ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступеня-
ми сепарации, введение в поток газа концентрированного метанола —
ингибитора гидратообразования, выведение из сепаратора жидкости, раз-
деление ее на углеводородную и водометанольную фазы, выделившуюся на
последней ступени сепарации водную фазу (представляющую собой 50 —
80 мас.% раствор метанола) разделяют на две части, одну из которых в ко-
личестве от 1/4 до 2/3 направляют в поток газа перед последней ступенью
сепарации, а оставшуюся часть направляют в поток газа перед одной из
предыдущих ступеней сепарации. На рис. 8.20 представлена схема ступен-
чатой сепарации газа системы подготовки газа к дальнему транспорту по
предлагаемому способу. Схема включает первичный сепаратор 1, рекупера-
тивный теплообменник 2, промежуточный сепаратор 3, рекуперативный
теплообменник 4, связанный через штуцер 5 с сепаратором 6, который
трубопроводом 7 через теплообменники 4 и 2 связан с магистральным тру-
бопроводом. Кроме того, сепаратор 6 имеет трубопровод для вывода угле-
водородной жидкости (конденсата) и трубопровод 9 для вывода и последу-
ющего перепуска водной фазы — отработанного водного раствора мета-
нола — в поток газа перед рекуперативными теплообменниками 4 и 2. Для
предупреждения гидратообразования в системе подготовки газа перед ре-
куперативным теплообменником 4 предусмотрен ввод в поток газа кон-
центрированного метанола по трубопроводу 10.
Способ осуществляется следующим образом. Углеводородный газ с
температурой 10 — 40 °C и давлением 8^14 МПа проходит ступенчатую сепа-
рацию и поступает в низкотемпературную часть системы подготовки газа в
рекуперативный теплообменник 4, где он охлаждается до 5-Ц—10) °C; дрос-
421
селируется на штуцере 5 до давления 7—8 МПа и температуры (-15)-
( — 30) °C и поступает в сепаратор 6, где от него отделяется водная (водный
раствор метанола) и углеводородная (конденсат) фазы. Отсепарированный
сухой газ по трубопроводу 7 противотоком направляют через рекупера-
тивные теплообменники 4 и 2 в магистральный газопровод 7, а углеводо-
родную жидкость из сепаратора 6 - в конденсатопровод 8. Ингибитор
гидратообразования — концентрированный метанол (92 —98 мас.%) вводят
по трубопроводу 10 в систему перед рекуперативным теплообменником 4.
Выделившуюся в сепараторе 6 водную фазу, представляющую собой рас-
твор метанола концентрацией 50 —80 мас.%, частично (от 1/3 до 2/3 частей
от общего количества раствора метанола в сепараторе 6) возвращают по
трубопроводу 9 в поток газа перед теплообменником 4, а оставшуюся
часть направляют в поток газа на одну из предыдущих ступеней сепарато-
ра (например, перед теплообменником 2).
Возможность повышения эффективности процесса и сокращения рас-
хода концентрированного метанола по предлагаемому способу связана и с
тем. что в традиционном способе при обеспечении безгидратного режима
работы теплообменника 4 в выделившейся водной фазе в сепараторе 6
имеет место избыточная (см. обсуждение выше) концентрация метанола
(по сравнению с минимально необходимой для предупреждения гидратов).
Это дает возможность частично возвратить отработанный метанол в цикл,
что приводит к уменьшению расхода концентрированного метанола на
технологический процесс и к снижению концентрации отработанного ме-
танола в сепараторе 6, в результате чего уменьшаются и потери метанола,
растворенного в газе, поступающем в магистральный газопровод.
Следовательно, часть отработанного BMP подается в поток газа перед
последней ступенью сепарации для того, чтобы скомпенсировать избыточ-
ную концентрацию метанола в низкотемпературном сепараторе, а остав-
шаяся часть BMP поступает на одну из предыдущих ступеней сепарации
с целью насыщения газовой фазы летучим ингибитором гидратообразова-
ния — метанолом — и тем самым сокращения расхода концентрированно-
го (исходного) метанола и улучшения качества подготовки газа.
Предложенный способ проверен нами для промысловых условий, ха-
рактерных на УКПГ Уренгойского ГКМ. Проведено сравнение традицион-
ного варианта ингибирования с предлагаемыми способами (А, Б, В, Г). Ре-
зультаты расчетов следующие.
Способ..................... Известный А Б В Г
Расход концентрированного мета-
нола, кг/1000 ма газа...... 1,5 1 0,7 1.2 Нестабильный ре-
жим; гидраты в се-
параторе 6
По способу А 1/4 часть BMP направляем перед последней ступе-
нью сепарации, 3/4 части ВМР — на предыдущую ступень. По способу
Б 1/2 часть BMP направляем перед последней ступенью сепарации и
1/2 часть BMP — на предыдущую ступень. По способу В 2/3 части BMP
направляем перед последней ступенью сепарации и 1/3 часть BMP — на
предыдущую ступень. По способу Г 4/5 части BMP направляем перед по-
следней ступенью сепарации.
В исследованном термобарическом режиме (входное давление 12 МПа,
входная температура 35 °C, температура сепарации — 25 °C, давление
7,5 МПа) вариант Б обеспечивает практически оптимальный расход кон-
центрированного метанола (0,7 кг/1000 м3 газа), что более чем в два раза
422
ниже, чем расход метанола по известному способу. Кроме того, согласно
расчетам, концентрация отработанного BMP в сепараторе 6 снизилась с 75
до 65 %, что привело к уменьшению потерь метанола (в парообразной
форме) с газом сепарации на 15%. Уменьшаются также, потери метанола,
растворенного в нестабильном конденсате.
Детальный расчетный анализ термобарических режимов работы уста-
новок низкотемпературной сепарации газа показал, что оптимальная доля
BMP, направляемого в поток газа перед последней ступенью сепарации,
изменяется от 1/4 до 2/3 при варьировании температуры сепарации газа от
( — 10) до ( — 40) °C (этот диапазон фактически охватывает режимы всех су-
ществующих и проектируемых установок НТС).
По предлагаемому способу расход концентрированного метанола на
технологический процесс сокращается в 1,5 — 2 раза, потери метанола с
потоком осушенного газа уменьшаются на 10 — 20%, потери метанола с
нестабильным конденсатом уменьшаются на 5—10%, улучшается качество
подготовки газа. При практической реализации предлагаемого способа су-
щественных капитальных затрат не требуется, а эксплуатационные затра-
ты уменьшаются в полтора-два раза.
Рассмотренная технология оптимального использования метанола с
двумя контурами рециркуляции метанола была внедрена на УКПГ 8В Урен-
гойского ГКМ [297]. Основная идея реализации данной технологии состоит
в подаче перед теплообменником Т-2 (см. технологическую схему устано-
вок НТС Уренгойского ГКМ на рис. 8.10) водного раствора метанола оп-
тимальной концентрации, которая получается в узле смешивания концент-
рированного метанола и части отработанного BMP из низкотемпературно-
го сепаратора С-2 (а остальная часть BMP подается в поток газа перед теп-
лообменником Т-1).
Был проведен детальный расчетный анализ [20] технологии оптималь-
ного использования метанола по патенту РФ 1606827 с одной точкой пода-
чи концентрированного метанола (перед теплообменником Т-1 либо перед
теплообменником Т-2) и с двумя точками подачи свежего концентрирован-
ного метанола (перед каждым теплообменником Т-1 и Т-2), а также разра-
ботано соответствующее программное обеспечение [291]. Проведенное
расчетно-теоретическое исследование позволило более четко сформулиро-
вать требования к системам автоматического регулирования расхода мета-
нола при рециркуляционных технологиях его распределения на установках
низкотемпературной обработки газа [298].
Технологическая схема рециркуляции метанола со специальным де-
сорбером-сепаратором для отпарки метанола из BMP реализована на
УКПГ 1В Ямбургского месторождения [299] и УКПГ 2В Уренгойского мес-
торождения [28]. Подобные технологические схемы включены в проекты
обустройства ряда новых газовых и газоконденсатных месторождений
Крайнего Севера (Северо-Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового и ряда
других месторождений). В настоящее время использование рециркуляцион-
ных технологических схем по патентам РФ 1350447 и 1606827 и их моди-
фикаций фактически становится неотъемлемым элементом технологичес-
кого проектирования систем обустройства северных месторождений.
В данном разделе мы в целом рассмотрели общие методические ас-
пекты низкотемпературных технологических схем с контурами рецирку-
ляции летучих ингибиторов гидратообразования, технико-экономические и
экологические показатели которых существенно превосходят технологии
423
предшествующего поколения. Руководящей идеей в этих новых технологи-
ях является идея десорбции летучего антигидратного реагента-абсорбента
непосредственно за счет эксергии газового потока. В дальнейшем подобная
идея, безусловно, найдет широкое применение при создании не только
энергоресурсосберегающих, но и экологически чистых технологий добычи
газа. Так, процесс отпарки метанола ич BMP газовыми потоками будет ис-
пользован в разнообразных технологиях утилизации сбросных вод, содер-
жащих низкие концентрации метанола. Это направление исследований
сейчас активно развивается во ВНИИГазе и Уренгойгазпроме (разработан
пакет оригинальных технических решений и предложений на уровне изоб-
ретений и рационализаторских предложений).
8.4. ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОЦЕССОВ
ПРИ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
С МАЛЫМ СОДЕРЖАНИЕМ
ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Как уже отмечалось (см. гл. 2 и гл. 7), при проектировании систем про-
мысловой обработки тощих газов, когда требуется только их осушка, а
задача извлечения тяжелых углеводородов вообще не ставится, традицион-
но конкурируют между собой абсорбционный и адсорбционный техноло-
гические процессы. В гл. 7 показано, что в настоящее время перспективны
варианты абсорбционной технологии, приводящие к осушке газа при низ-
ких температурах контакта. Основной недостаток абсорбционной техно-
логии — попадание в газотранспортную систему в некотором количестве
мелкодисперсного гликоля. Кроме того, не всегда исключается возмож-
ность конденсации тяжелых углеводородов на головных участках газотран-
спортных систем. В то же время и адсорбционная технология осушки
также имеет ряд недостатков применительно к условиям Крайнего Севера,
на обсуждении которых мы здесь не останавливаемся.
Что касается низкотемпературных процессов (на температурном
уровне —20 °C и ниже), то в качестве возможных вариантов подготовки
тощих газов они обычно не рассматривались вовсе, поскольку пластовое
давление в залежах с низким конденсатным фактором, как правило, не
превышает 13—15 МПа. Поэтому практически отсутствует достаточный
запас давления в залежи, способный обеспечить реализацию низкотемпе-
ратурного способа обработки газа на длительный период с использованием
расширения газа в качестве холодопроизводящего процесса. Следователь-
но, применение низкотемпературных технологий для тощих газов из са-
мых общих соображений представлялось не вполне оправданным, по-
скольку для природных газов с малым конденсатным фактором специаль-
но не ставится задача извлечения тяжелых углеводородов, а поддержание
работоспособности технологии в течение длительного времени при ста-
бильном термобарическом режиме в концевом сепараторе требует допол-
нительных, как капитальных (ДКС в "голове'' технологического процесса),
так и эксплуатационных (энергетических) затрат.
424
Между тем, анализируя различные варианты осушки природного га-
за применительно к месторождениям п-ова Ямал и учитывая специфику
этих месторождений (расположенных в северной зоне распространения
ММП — зоне чрезвычайной чувствительности природной среды к геотех-
ногенным воздействиям), специалисты ВНИИГаза и ЮЖНИИГипрогаза
пришли к выводу о необходимости для этих месторождений использования
промысловых технологий высокой степени надежности и, в частности, со-
блюдения очень жесткого требования: полностью однофазного транспорта
газа на головных участках газотранспортных систем (ГТС), да еще с уче-
том экстремальных термобарических режимов эксплуатации (минимально
возможная температура газа в ГТС — до (— 17 °C)). Оставляя в стороне яв-
но дискуссионный характер этого положения, отметим, что требование
полностью "сухого" газопровода заведомо исключает из рассмотрения аб-
сорбционные технологии осушки (из-за некоторого уноса мелкодисперс-
ных гликолей в газотранспортную систему). При такой гиперболизирован-
ной постановке вопроса, априори "дисквалифицировавшей” абсорбцион-
ные методы, оказалось целесообразным проанализировать более детально
перспективы реализации низкотемпературных процессов осушки тощих
газов [300 — 303] и сравнить их технико-экономические показатели с ад-
сорбционным методом.
Работа в этом направлении привела к довольно интересным вариантам
низкотемпературных технологий осушки тощих газов, которые оказались
не только технологичными, но и вполне конкурентоспособными (хотя яв-
ное предпочтение до того отдавалось адсорбционным технологиям). Ос-
новным моментом здесь является обязательное использование в технологи-
ческой схеме детандер-компрессорного агрегата (напомним, что в отечест-
венной газовой промышленности турбодетандерные технологии пока что
не отличаются надежностью). Причем наиболее логичной представляется
низкотемпературная технология при таком конденсатном факторе, когда
извлечение тяжелых углеводородов уже целесообразно, но не ставится во
главу угла степень их извлечения (основной целью остается обеспечить
требования отраслевого стандарта по качеству товарного газа и "сухости"
головного участка магистрального газопровода).
Важнейшим элементом низкотемпературных методов осушки природ-
ного газа с низким конденсатным фактором является использование лету-
чих ингибиторов гидратообразования с их рециркуляцией и саморегенера-
цией. Более того, с теоретической точки зрения рассматриваемые ниже
технологические схемы можно трактовать как некоторую конкретизацию
общего низкотемпературного процесса промысловой подготовки газа с
рециркуляцией летучего ингибитора гидратообразования по патенту РФ
№ 135044? (см. раздел 8.3). Конкретизация же этой общей технологии со-
стоит в использовании детандер-компрессорной схемы охлаждения газа и
подборе режимных параметров, учитывающих особенности транспорта
осушенного газа на головном участке МГ.
Основная идея обеспечения "сухости" головного участка газопровода в.
рамках низкотемпературной технологии состоит в том, что допускается
некоторый фиксированный унос сконденсировавшейся жидкости из кон-
цевого сепаратора, но при этом термодинамический режим концевой се-
парации подбирается таким образом, чтобы имело место не только обрат-
ное испарение унесенной мелкодисперсной жидкой фазы (углеводородного
конденсата и ингибитора гидратообразования) в рекуперативных теплооб-
425
ленниках, но и гарантировалось отсутствие конденсации жидкости (в том
числе и ретроградной конденсации углеводородного конденсата) непосред-
ственно в магистральном газопроводе с учетом довольно жесткого термо-
барического режима эксплуатации его головного участка.
Таким образом, представленное ниже обсуждение низкотемператур-
ных процессов промысловой обработки тощих газов предполагает на-
личие:
• серийных детандер-компрессорных агрегатов повышенной степени
надежности, желательно отечественного производства;
• низкотемпературных сепараторов нового поколения с пониженными
(и стабильными в течение длительного времени) номинальными уносами
жидкой фазы;
• аппаратурного оформления рециркуляционных схем ингибирования
установки летучими ингибиторами гидратообразования — десорберов от-
дувки ингибитора (варианты десорберов разработаны в АО ЦКБН по тех-
ническим предложениям ВНИИГаза);
• а также надежных аппаратов воздушного охлаждения, работающих
на сыром газе.
Разработка соответствующих аппаратов, как неоднократно отмеча-
лось, — приоритетная задача технической политики ОАО Газпром, кото-
рая должна быть успешно решена в ближайшие годы. В настоящее время
не просматривается принципиальных трудностей при их решении: имею-
щиеся трудности — в основном финансового и организационно-
технического характера.
ВНИИГаз детально проработал три возможных варианта низкотемпе-
ратурных технологических схем, отличающихся термобарическими услови-
ями в низкотемпературном сепараторе:
• при давлении в концевом сепараторе, превышающем давление на
входе в головной участок магистрального газопровода {—7,7 МПа при но-
минальном давлении в газопроводе 7,5 МПа), — так называемые техноло-
гии "высокого" давления [300, 301];
• при давлении в сепараторе в диапазоне 5,5 —6,3 МПа, т.е. ниже дав-
ления на входе в головной участок МГ, — это технологии "среднего" дав-
ления [302, 303];
• при давлении в пределах 3 — 5 МПа — технологии "низкого” давления
[279].
Особенность разработанных технологических схем состоит в том, что
технология осушки газа более тесно увязывается с термобарическими ре-
жимами эксплуатации головного участка газотранспортной системы и тре-
бованием обеспечения однофазного транспорта осушенного газа. При этом
не выдвигается каких-либо чрезмерно высоких требований к эффективно-
сти турбохолодильной техники и теплообменного оборудования. Данные
технологические схемы предназначены главным образом при конденсат-
ном факторе, не превышающем несколько граммов на кубический метр
газа. Однако они остаются принципиально работоспособными и при нали-
чии большего количества конденсата в природном газе (скажем, при кон-
денсатном факторе в диапазоне 3 — 20 г/м3) — в этом случае их можно на-
зывать промысловой модификацией технологии НТС при относительно
низком пластовом давлении с ДКС в "голове" технологического процесса
практически с начала эксплуатации месторождения. Однако мы стараемся
избегать для рассматриваемых ниже низкотемпературных процессов тер-
426
мина НТС, поскольку обсуждаются технологии для конденсатного фактора,
стремящегося к нулю.
Технологическая схема по варианту высокого давления показана на
рис. 8.21. В этой схеме при снижении пластового давления для поддержа-
ния давления на уровне -10 МПа в "голове" технологического процесса
предусматривается ДКС. В технологии используется детандер-компрес-
сорный агрегат, причем сырой газ проходит сначала компрессор, далее
охлаждается в АВО и рекуперативном теплообменнике газ —газ, после чего
газ расширяется на турбодетандере и поступает в низкотемпературный се-
паратор. В концевом низкотемпературном сепараторе предполагается дав-
ление газа, несколько превышающее максимальное давление в МГ. Основ-
ной недостаток этой технологии — остается принципиальная возможность
выпадения ретроградного конденсата при снижении давления в нем до 5-
5,5 МПа для предполагаемых температурных условий в МГ. Однако коли-
чество жидкой фазы в транспортируемом по МГ товарном газе все-таки
резко уменьшается по сравнению с абсорбционными технологиями. Таким
образом, у технологии высокого давления имеется вполне определенная
сфера применимости на северных месторождениях, но она не полностью
отвечает требованию "сухости” МГ для условий Бованенковского и других
месторождений п-ова Ямал.
Рассматривался также вариант технологии "низкого" давления в кон-
цевом сепараторе (в диапазоне -3 — 5 МПа), в которой полностью снимает-
ся проблема ретроградной конденсации тяжелых углеводородов в МГ. Эта
технология отвечает требованию полностью "сухого" МГ, но она оказалась
неэкономичной по капитальным и эксплуатационным затратам, поскольку
Рис. 8.22. Принципиальная технологическая схема "среднего" давления промысло-
вой подготовки "тощих" газов (схема ингибирования метанолом не показана):
С-1, С-2. С-3 — сепараторы; Т-1, Т-2 — теплообменники газ—газ; Р-1 — трехфазный раздели-
тель; ДКС — нагнетатель; ДКА — детандер-компрессорный агрегат; АВО-1, АВО-2 - аппара-
ты воздушного охлаждения
427
приходится оснащать газодобывающий комплекс двумя компрессорными
станциями (до и после УКПГ).
Наиболее предпочтительной оказалась технология "среднего" давления,
принципиальная технологическая схема которой дана на рис. 8.22. Здесь
после первичного сепаратора С-1 предусматривается ДКС для поддержания
входного давления на УКПГ в требуемом диапазоне, далее сырой газ по-
следовательно проходит рекуперативный теплообменник Т-1 типа газ-газ,
сепаратор С-2, расширяется в детандере и направляется в низкотемпера-
турный сепаратор С-3 (давление в котором поддерживается в диапазоне
5,5 —6,3 МПа), затем осушенный газ проходит теплообменник Т-2 и ком-
примируется до необходимого давления, несколько превышающего давле-
ние в МГ. Интересно сравнить эту схему со стандартной технологией НТС
с детандер-компрессорным агрегатом (см. рис. 8.4). Как нетрудно видеть,
каких-либо различий по формальным признакам между схемами, по суще-
ству, не имеется. Но имеются значительные отличия в термобарических
режимах из-за различий в характерных пластовых давлениях и технологи-
ческих целях, поставленных перед этими схемами. Разумеется, в техноло-
гии среднего давления с тремя сепараторами (см. рис. 8.22) должно предус-
матриваться предупреждение гидратообразования метанолом с его. рецир-
куляцией по схеме, представленной на рис. 8.14 (полезно также детально
сравнить рис. 8.22 и рис. 8.14).
Приведем исходные данные и основные параметры процесса
"среднего" давления применительно к проектируемой УКПГ-1 Бованенков-
ского ГКМ по данным расчетно-технологического моделирования, выпол-
ненного во ВНИИГазе А.Н. Кубановым.
1. Температура товарного газа на выходе из УКПГ должна быть
— 2 °C (зимой) и —7 “С (летом), причем в самый жаркий период (средняя
KZZDp-i
Конденсат
на склад
Рис. 8.21. Принципиальная технологическая схема "высокого" давления промыс-
ловой обработки "тощих" газов:
С-1, С-2, С-3 — сепараторы; Т-1 — теплообменник; Р-Г — разделитель; ДКС - нагнетатель;
ДКА — детандер-компрессорный агрегат; .АВО — аппарат воздушного охлаждения
428
продолжительность которого не более 15 — 20 ди.) допустимо поддерживать
более высокую температуру газа — около — 2 "С. При этом наихудшие
условия в МГ с точки зрения выпадения жидкой фазы из осушенного газа
составляют — 17 °C при давлении 5,3 МПа (в расчетах термобарических ре-
жимов работы головного участка МГ учитывается дросселирование газа,
которое и приводит к столь низким температурам в МГ).
2. Зимний период характеризуется температурой газа после АВО-1
ниже 15 °C, а летний — от 15 до 30 °C.
3. Давление газа на выходе из УКПГ в зимний период должно соста-
вить около 7,5 МПа, а в летний — 7,1 МПа. Меньшее давление в летний
период объясняется снижением объемов добычи газа и соответствующим
изменением термодинамического режима эксплуатации головного участ-
ка МГ.
4. При проведении расчетных исследований по обоснованию техноло-
гии также были заданы:
• состав пластового газа, средняя молекулярная масса стабильного
конденсата (С5+в), фракционный состав конденсата и изменение его по-
тенциального содержания в пластовом газе по годам (для Бованенковского
месторождения принимают потенциальное содержание конденсата в сред-
нем 0,65 г/м3 с максимальным возможным значением — до 3,2 г/м3), рабо-
чие давления на входе в УКПГ по годам, гидравлические потери в аппа-
ратах;
» модели теплообменного оборудования как АВО, так и теплообмен-
ников (для теплообменников задают теплопередающую поверхность и но-
минальное значение коэффициента теплопередачи). Например, для тепло-
обменника газ —газ производительностью по трубному и затрубному пото-
ку до 10 млн. м3/сут (что соответствует производительности каждой техно-
логической линии на Бованенковском УКПГ) теплопередающая поверх-
ность должна составлять 1370 м2, а номинальное значение коэффициен-
та теплопередачи при полной загрузке аппарата по обоим потокам
250 Вт/(м2-К). Имеющиеся модели АВО гораздо менее надежны, и поэтому
по опыту работы АВО можно полагать, что они по крайней мере обеспе-
чивают разность между температурой газа после АВО и температурой ок-
ружающего воздуха порядка 10 °C;
• коэффициенты полезного действия турбохолодильной техники (КПД
детандера 0,7 —0,8, а КПД компрессора ДКА — 0,7), допустимые степени
расширения газа в турбине (1,5 — 2 раза) и сжатия в компрессоре (1,2 — 1,3),
КПД компрессора в ДКС (примерно 0,8);
• модели уноса мелкодисперсной жидкой фазы из концевого низко-
температурного сепаратора (по перспективным разработкам ЦКБН макси-
мальный унос не будет превышать 2 мг/м3).
Проведенные расчеты позволили, прежде всего, выделить область тер-
мобарических параметров в концевом сепараторе, обеспечивающих одно-
фазный транспорт газа в МГ без конденсации BMP и тяжелых углеводоро-
дов (на рис. 8.23 эта область заштрихована для заданного значения капель-
ного уноса из концевого сепаратора, равного 2 мг/м3). Характерный ее па-
раболический вид обусловлен тем, что на левой ветви превалирует конден-
сация BMP, а на правой ветви — конденсация тяжелых углеводородов.
Далее с учетом области выделенных параметров однофазного транс-
порта газа были определены энергетически наиболее рациональные режи-
мы эксплуатации проектируемой установки среднего давления и при этом
429
Давление, МПа
Ри< ц.23. Область термобарических па-
раметров в низкотемпературном сепара-
тора установки подготовки газа, обеспе-
чинпщщем однофазный транспорт осу-
шенного газа на головном участке МГ
ДА» апт-сеноманских залежей Бованен-
KOIU кого месторождения
обеспечивающие сформулированные выше жесткие требования к качеству
подготовки газа.
• В зимний период — давление в концевом сепараторе 6,3 МПа, тем-
пература ( — 30) —( — 35) °C, а в летний период осуществляется плавный пе-
реход на режим пониженных давлений (5,6 МПа) и повышенных темпера-
тур (до -22 °C).
• В течение холодного периода давление нагнетания на ДКС должно
составлять 9,5— 10 МПа, в переходный период (примерно два теплых меся-
ца в году) давление должно увеличиваться до 11 МПа, а в короткий период
максимально высоких температур — возрастать до 11,5 МПа.
Анализируя предложенную оригинальную технологию низкотемпера-
турной обработки тощих газов с использованием концепции "среднего"
давления, необходимо отметить ее потенциальные недостатки и дискусси-
онные моменты.
1. В рассматриваемой технологии критичной является величина макси-
мально допустимого уноса из низкотемпературных сепараторов, например,
при увеличении допустимого уноса с 2 до 5мг/м3 область термобарических
параметров для однофазного транспорта резко сужается. Это приведет к
требованию более низкого давления в концевом сепараторе (-4,5 —5 МПа)
и соответственно к резкому ухудшению технико-экономических показате-
лей процесса (технология "среднего" давления начинает приближаться по
показателям к технологии "низкого" давления, которая, как отмечено вы-
ше, оказалась неэффективной). Поэтому наличие новых типов низкотем-
пературных сепараторов малого уноса номинальной производительности
по газу 10 млн. м3/сут представляется обязательным. В то же время как
важный положительный момент следует отметить, что технология, по су-
ществу, некритична по содержанию конденсата в тощем пластовом газе.
430
2. На наш взгляд, излишне оптимистически оценен эффект влияния
растворенного в газе метанола на снижение температуры начала конденса-
ции тяжелых углеводородов (эффект депрессии точки росы из-за метанола
оценен в 5 — 10 °C, что представляется явно завышенным).
3. Не рассмотрены более оптимальные для данной технологии летучие
ингибиторы гидратообразования (например, этиловый и изопропиловый
спирты). Эксплуатационные затраты, связанные с потерями метанола,
представляются чрезмерно высокими (даже с учетом рециркуляционных
схем применения метанола). С этим можно до некоторой степени мирить-
ся в технологиях низкотемпературной обработки жирных газов, но для
низкотемпературных технологий обработки тощих газов целесообразно
искать другие решения.
4. Технология "среднего" давления основывается на дискуссионном по-
ложении абсолютной "сухости" головного участка МГ и излишне, жестки-
ми, на наш взгляд, требованиями к температурному режиму товарного газа
на входе в МГ. Целесообразно разработать реальные критерии по допус-
тимому содержанию капельной жидкости на входе в головной участок МГ.
При этом головной участок МГ, включая и входные сепараторы головной
КС, следует рассматривать как вполне "естественное" продолжение УКПГ
(под началом магистрального транспорта газа целесообразно понимать
точку сдачи газа газотранспортному предприятию после входных сепара-
торов головной КС).
Из представленного краткого рассмотрения низкотемпературных про-
цессов промысловой подготовки тощих газов можно сделать вывод отно-
сительно их принципиальной реализуемости при технико-экономических
показателях, конкурентоспособных с адсорбционными и абсорбционными
методами осушки газа. В связи с отсрочкой освоения газоконденсатных
месторождений Ямала, на наш взгляд, необходимо заново проанализиро-
вать имеющиеся проектные решения и найти наиболее оптимальные вари-
анты. При этом предстоит разработать "компромиссную", технологически
обоснованную концепцию качества подготовки газа, включающую величину
допустимой конденсации жидкой фазы на головном участке, требования к
температуре газа и гидродинамическим режимам течения, гарантированно
обеспечивающим вынос жидкости из газопровода с качественной сепара-
цией во входных сепараторах КС. Для тощих газов месторождений Ямала
альтернативной технологией промысловой обработки газа может оказаться
схема с "газодинамическими" сепараторами (если таковые устройства
удастся разработать в приемлемые сроки).
8.5. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ
ПРИМЕНЕНИЯ ЭЖЕКТОРНЫХ
ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ
НА СЕВЕРНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Газовые эжекторы — разновидность струйных аппаратов — используются
в самых разнообразных областях техники: авиационной, судостроитель-
ной, химической, энергетической, нефтегазовой и т.д. Широкий диапазон
их применения обусловливается простотой конструкции, относительно
низкой стоимостью изготовления (в сравнении с механическими компрес-
431
сорами), возможностью совмещения в Одном аппарате различных процес-
сов. высокой надежностью в эксплуатации и рядом других положительных
моментов. Использование эжекционных струйных течений жидкостей и
газов позволяет интенсифицировать процессы теплообмена, массообмена,
очистки газов от мехпримесей и капельной жидкости, смешения и эмуль-
гирования.
Аппараты, в которых осуществляются указанные процессы, просты
по конструкции и в изготовлении, обладают высокой степенью агрегатиро-
вания с другим технологическим оборудованием. Кроме того, современные
конструкции аппаратов с эжекционными струйными течениями жидкостей
и газов достаточно экономичны (КПД изотермического сжатия газа в жид-
костно-газовых эжекторах составляет 40-45%, КПД адиабатического сжа-
тия газа в газоструйных эжекторах достигает 35%). Использование струй-
ных аппаратов в системах сбора, подготовки и переработки нефтяных га-
зов и газов дегазации конденсата позволяет создавать простые технологи-
ческие установки, совмещающие в пределах одного аппарата несколько
технологических процессов, например:
— абсорбции и сжатия газов;
— смешения, сжатия и глубокого охлаждения потоков газов, жидкос-
тей или их смесей;
— вакуумирования и охлаждения;
— очистки газов от мехпримесей и охлаждения.
Многолетний опыт использования эжекторов различных конструкций
на Уренгойском месторождении [29, 30] дает возможность подвести неко-
торые итоги и наметить пути возможного дальнейшего развития и расши-
рения областей применения эжекторной техники на северных газовых и
газоконденсатных месторождениях. Следует особо подчеркнуть, что цикл
работ по внедрению эжекторной техники на Уренгое был выполнен при
непосредственном участии ведущих специалистов ВНИИГаза —
И.Н. Царева и В.Т. Харитонова, являвшихся пионерами в применении
струйных технологий в газовой промышленности.
Первые попытки использования эжекторной техники на Уренгойском
месторождении относятся еще к 1980 г., когда на технологической нитке
№ 12 УКПГ 1 сеноманской залежи были смонтированы три газовых эжек-
тора ЭГ-1 конструкции ВНИИГаза, доставленные с Вуктыльского место-
рождения. Эти эжекторы были применены для утилизации газов разгази-
рования нестабильного конденсата опытной установки получения дизтоп-
лива (т.е. до освоения газоконденсатных залежей на Уренгойском место-
рождении). Режим работы упомянутых эжекторов оказался недостаточно
устойчивым. Это было связано с малым перепадом давлений на входе и
выходе эжектора, причем поток газа высокого давления не разгонялся до
скорости звука (число Маха не превышало величины 0,8). Постепенное
снижение входного давления на УКПГ 1 привело к прекращению эжекти-
рования низконапорного газа, в связи с чем эжекторы ЭГ-1 были демон-
тированы. Опыт первого применения эжекторов показал, что для обеспе-
чения продолжительной и устойчивой их работы необходимо располагать
• значительным свободным перепадом давлений. Кроме того, наличие.'значи-
тельного свободного перепада давления (когда струя высоконапррного газа
разгоняется до сверхзвуковых скоростей) позволяет применить для расчета
проточной части эжекторов достаточно хорошо разработанную методику
расчета так называемых эжекторов больших перепадов.
432
Следующий этап освоения эжекторной техники на Уренгое — внед-
рение эжекторов ЭГ-9 на валанжинской УКПГ 2В, также конструкции
ВНИИГаза. Их внедрение было вызвано острой необходимостью решения
проблемы утилизации газов разгазирования и деэтанизации конденсата,
поступающего на Уренгойский завод по переработке газового конденсата
(ЗПГК). Уренгойский ЗПГК территориально располагается в непосредст-
венной близости с УКПГ 2В. Из-за отставания строительства и ввода ДКС
ЗПГК газы дегазации и деэтанизации конденсата временно сжигались на
факелах, снижая экономические показатели работы ЗПГК и ухудшая эко-
логическую обстановку в районе г. Новый Уренгой.
Эжекторы ЭГ-9 были установлены взамен дросселирующих устройств
на технологических линиях установки низкотемпературной сепарации газа
УКПГ 2В. На начальном этапе внедрения схемы эжектирования потоков
газа низкого давления с завода возникли трудности с подбором геометрии
проточной части эжекторов ЭГ-9, смонтированных на шести технологиче-
ских нитках УКПГ 2В. Ретроспективно анализируя причины этих труднос-
тей, сейчас их можно отчасти объяснить недостатками несколько устарев-
шей "Инженерной методики расчета сверхзвуковых оптимальных эжекто-
ров", разработанной ВНИИГазом в основном в 60 — 70-е годы с использо-
ванием таблиц газодинамических функций идеального газа и дополненной
впоследствии эмпирическими правилами, позволяющими до некоторой
степени учесть отклонения термодинамических свойств реального природ-
ного газа от идеального. Неучет в должной мере реальных свойств природ-
ного газа привел к существенному отличию фактических параметров рабо-
ты эжекторов от расчетных (по степени сжатия и давлению смеси — по-
рядка 6 %, по геометрическим размерам проточной части — до 10%, по
расходу высоконапорного газа — на 17 — 20%).
Указанные трудности были преодолены в основном опытным путем.
Пуск в работу эжекторов ЭГ-9 на УКПГ 2В позволил ежесуточно возвра-
щать в основной поток от 300 до 700 тыс. м3/сут газа дегазации. Впослед-
ствии, по мере увеличения объема переработки конденсата-'заводом, объем
газа, эжектируемого по этой схеме, превышал 1 млн. м3/сут. Так, за 1986 г.
было эжектировано 409 млн. м3 (-1,1 млн. м3/сут). Газ деэтанизации завода,
до пуска компрессорной станции сжигаемый на факеле, после пуска ДКС
завода стал компримироваться в две ступени и направляться в газопровод.
Слабым звеном здесь оказалась двухступенчатая схема компримирования
газа на заводе: она не отличалась высокой надежностью из-за частых по-
ломок поршневых компрессоров МК-8, трудностей с запчастями и отсут-
ствия резерва. Кроме того, постепенное сокращение фонда действующих
скважин по УКПГ 2В существенно снизило возможности по эжектирова-
нию газа дегазации конденсата, поступающего с ЗПГК. Эти обстоятельства
привели к необходимости совершенствования технологической схемы
эжектирования.
Усовершенствованная схема эжектирования газов дегазации и деэта-
низации ЗПГК была пущена в работу в октябре 1989 г. Изменение техно-
логии заключалось в том, что тазы разгазирования и газ деэтанизации объ-
единялись и общим потоком подавались на прием 1-й ступени ДКС. Затем,
пройдя последовательно АВО ДКС 1-й ступени и АВО 2-й ступени сжатия,
смесь газов направлялась непосредственно на прием эжекторов ЭГ-9 УКПГ
2В, минуя вторую ступень сжатия. Таким образом, из технологической
схемы удалось исключить вторую ступень компримирования ДКС завода,
433
тем самым (за счет появления резерва) существенно повысив надежность
работы первой ступени компримирования. За счет повышения давления в
линии всасывания эжекторов их производительность существенно возросла
и составила -4 млн. м3/сут. Следует отметить надежность и стабильность
работы эжекторов в рамках указанной технологии и отсутствие необхо-
димости их технического обслуживания в течение многих лет. Только за
три первых года использования (1990-1992 гг.) данной схемой было утили-
зировано 3650 млн. м3 газа. Впоследствии, в связи с уменьшением объема
обрабатываемого на ЗПГК конденсата, количество газа эжекции несколько
снизилось и в настоящее время составляет около 800 млн. м3 газа в год. С
1997 г. по этой же схеме утилизируется часть попутного нефтяного газа,
поступающего с нефтепромысла.
К недостаткам реализованной технологической схемы эжектирования
можно отнести некоторое повышение температуры НТС в теплое время
года (при отключении АВО ДКС). Для ослабления этого негативного эф-
фекта специалистами Уренгойгазпрома было предложено включить в тех-
нологию узел предварительного охлаждения эжектируемого газа потоком
нестабильного конденсата из низкотемпературных сепараторов УКПГ 2В.
Такая модифицированная технология была пущена в работу в 1995 г. и по-
казала свою эффективность.
Важнейшим направлением применения эжекторной техники на Урен-
гойском месторождении было внедрение процесса частичного разгазирова-
ния нестабильного конденсата непосредственно на валанжинскйх УКПГ (на
установках НТС).
Растворенный в нестабильном конденсате газ, выделяясь по трассе
межпромыслового конденсатопровода, приводит к двухфазному транспор-
ту нестабильного конденсата, пульсациям и существенно нарушает ста-
бильность работы конденсатопровода. Рост перепада давлений по конден-
сатопроводу ведет к ограничению добычи газа и конденсата по УКПГ.
Пуск эжекторов на валанжинских УКПГ позволил разгрузить конденсато-
проводы от балластного газа и стабилизировать режим их работы, снизить
давление сепарации низкотемпературной ступени, приблизив его к давле-
нию максимальной конденсации, и несколько понизить температуру НТС
(как следствие — повысить удельный выход нестабильного конденсата), а
также снизить нагрузку на 1-ю ступень ДКС ЗПГК. В соответствии с этой
технологической схемой весь конденсат из разделителей 1-й и 2-й ступеней
УКПГ собирается в один коллектор и направляется в буферный раздели-
тель (разделитель 3-й ступени), давление в котором поддерживается на ми-
нимальном уровне, но достаточном для транспортировки конденсата по
конденсатопроводу. Выделившийся в буферном разделителе газ направляет-
ся на эжектор, разгазированный конденсат — в межпромысловый конден-
сатопровод. Анализ и оптимизация работы продуктопроводов нестабильно-
го конденсата на Уренгойском месторождении впоследствии и позволили
специалистам ВНИИГаза при проектировании новых промысловых устано-
вок акцентировать внимание на целесообразность транспортирования не-
стабильного конденсата в однофазном состоянии, а также включать эжек-
торы в технологию на стадии проектирования обустройства газоконден-
сатных месторождений.
В апреле 1988 г. указанная технологическая схема была пущена в экс-
плуатацию на УКПГ 5В, в феврале 1989 г. — на УКПГ 8В, в марте 1991 г. —
на УКПГ 1АВ. При внедрении схемы на УКПГ. 1АВ отмечались некоторые
434
трудности с выбором давления дегазации конденсата в разделителе 3-й сту-
пени. Дело в том, что загрузка по сырью ЗПГК регулируется изменением
степени открытия клапана на приеме нестабильного конденсата с УКПГ
1АВ. По этой причине наблюдались значительные колебания давления на
узле замера конденсата УКПГ 1АВ (1 МПа за смену и более). Для макси-
мального увеличения степени разгазирования конденсата на УКПГ 1АВ бы-
ла внедрена схема автоматического регулирования давления дегазации в
зависимости от уровня конденсата в буферном разделителе. В результате
независимо от давления в конденсатопроводе расход газа эжекции автома-
тически поддерживается на максимально возможном для данного давления
уровне. Тем самым максимально снижается поступление растворенного
газа в конденсатопровод и максимально уменьшается нагрузка ДКС завода.
Всего же, начиная с 1988 г., на УКПГ 5В, 8В и 1АВ было эжектировано
более 4 млрд, м3 газа. Следовательно, на эту же величину было уменьшено
количество газа, дожимаемое ДКС завода.
Помимо эжектирования газов дегазации нестабильного конденсата в
Уренгойском. газопромысловом управлении эжекторы используются для
эжектирования газа дегазации метанольной воды. В 1990 году на УКПГ 8В
была пущена в работу система двухступенчатой дегазации метанольной во-
ды с возвратом газа дегазации 1-й ступени в основной поток эжектором
ЭГ-9. Если ранее насыщенная газом при давлении -7 МПа метанольная во-
да разгазировалась в парке метанола через дыхательные клапаны, увеличи-
вая потери газа и загрязняя окружающую среду, то в настоящее время газ
дегазации первой ступени забирается эжектором при давлении примерно
3 МПа. Более того, если ранее в парке метанола непрерывно накапливался
конденсат, попадающий туда с метанольной водой, и освобождение парка
метанола от конденсата являлось достаточно трудоемкой задачей, то в реа-
лизованной схеме этот конденсат поступает на эжектор. Кроме того, кон-
денсат, поступающий в дренаж с разделителей, также направляется на
эжектор, где распыляется сверхзвуковым потоком высоконапорного газа.
В результате этого за счет сорбции в потоке увеличивается удельный выход
нестабильного конденсата по технологической нитке, а также снимается
проблема откачки дренажных емкостей, таким образом уменьшается за-
грязнение окружающей среды.
С вовлечением в разработку нефтяных оторочек на Уренгойском
ГКНМ возникла проблема утилизации нефтяных газов низкого давления.
Одним из возможных путей решения данной проблемы могло стать освое-
ние процесса многоступенчатого эжектирования низконапорного газа с
использованием двухступенчатых эжекторов типа ЭД-1 конструкции
ВНИИГаза. Подобная схема в течение ряда лет внедрялась на УКПГ 5В. В
соответствии с первоначальным проектом попутный нефтяной газ по тру-
бопроводу диаметром 273 мм направлялся на прием эжектора предвари-
тельного сжатия. В качестве высоконапорного газа в эжектор предвари-
тельного сжатия направлялся газ выветривания из четырех разделителей
первой ступени с давлением 7,5 МПа. Дожатый до давления 1,2—1,5 МПа
газ распределялся на четыре двухступенчатых эжектора ЭД-1, дожимался
до давления 7,5 МПа и направлялся в межпромысловый газопровод. В ходе
работ по пуску системы эжектирования первоначальная схема неоднократ-
но видоизменялась. С самого начала из схемы был исключен один из
эжекторов ЭД-1 в связи с тем, что на технологической нитке № 3, где пла-
нировалось его установить, ранее уже был смонтирован эжектор ЭГ-9 для
435
эжектирования газа разгазирования нестабильного конденсата. Следующим
изменением схемы была замена эжектора предварительного сжатия ЭГ-1
на эжектор ЭГ-9, при этом эжектор ЭГ-1 устанавливался в качестве допол-
нительного к действующему эжектору ЭГ-9. При следующем изменении
схемы было предложено использовать в качестве эжектора предваритель-
ного сжатия эжектор ЭД-1. Все эти изменения были связаны со значитель-
ными затратами средств и существенно усложняли схему эжектирования,
при этом какого-либо ощутимого улучшения параметров ее работы отме-
чено не было. Основная причина — неудачная конструкция эжекторов типа
ЭД-1 и низкое качество изготовления деталей проточной части эжектора. В
частности, недопустимо был увеличен угол раскрытия диффузора, неверно
выбран диаметр камеры смешения 2-й ступени. Негативное влияние оказа-
ли сварочные швы, выступающие внутрь изделия, недостаточное сечение
для прохода газа эжекции к первой ступени эжектирования и ряд других.
ВНИИГазом предпринимались определенные попытки доработать кон-
струкцию двухступенчатого эжектора, однако разряжения ниже 2,9 МПа
достичь не удалось. Тем не менее был накоплен опыт проектирования
двухступенчатых эжекторов, который впоследствии привел к более удач-
ным разработкам (см. ниже).
В связи с полученными не вполне позитивными результатами значи-
тельные надежды по эжектированию попутного нефтяного газа возлагались
на оригинальный многоступенчатый многосопловой эжектор ЭММ-1 кон-
струкции В.Т. Харитонова, смонтированный на технологической нитке № 4
УКПГ 5В. В ходе испытания на воздухе восьмиступенчатого эжектора
ЭММ-1, проведенного в ЦАГИ, степень сжатия при достаточно малых ко-
эффициентах эжекции превышала 125, а при закрытой задвижке на линии
газа низкого давления достигала 140! Таким образом, при испытаниях на
воздухе были получены рекордные показатели, тогда как для эжектирова-
ния попутного нефтяного газа вполне достаточно было бы и коэффициен-
та эжекции, равного 20. Однако, несмотря на длительный этап доводок
[30], многочисленные изменения геометрических размеров проточной час-
ти и варьирование распределения потока высоконапорного газа по ступе-
ням эжектирования, достичь разряжения в линии низконапорного газа ни-
же 0,9 МПа так и не удалось. Объясняется это, по всей вероятности, несо-
вершенством методики расчета многоступенчатых эжекторов, недостаточ-
ным учетом реальных свойств природного газа и, как главный фактор, на-
личием жидкой фазы (углеводородного конденсата) в потоке газа, посту-
пающего в эжектор. Совершенствование методик расчета многоступенча-
тых эжекторов больших перепадов с учетом реальных свойств природных
газов и двухфазности потоков как высоконапорного, так и низконапорно-
го газа требует последовательной и более глубокой теоретической прора-
ботки. Начальный этап такой проработки представлен в следующем разде-
ле 8.6, где изложена теория обобщенных показателей адиабаты реально-
го газа.
Далее на УКПГ 2В в 1992 г. была смонтирована и пущена в работу
схема двухступенчатого эжектирования попутного нефтяного газа. В каче-
стве эжектора предварительного сжатия использовался эжектор ЭГ-9, на
выходе из которого нефтяной газ смешивался с газами дегазации и деэта-
низации конденсата, поступающими с ДКС ЗПГК, и общим потоком на-
правлялся на прием четырех эжекторов ЭГ-9 технологических ниток УКПГ
2В. В связи с тем, что количество поступающего попутного нефтяного газа
436
существенно превысило расчетное, давление на выкиде компрессоров пер-
вой ступени сжатия ДКС ЗПГК заметно выросло. Это привело к увеличе-
нию объема газа деэтанизации, сжигаемого на факеле ЗПГК. Кроме того,
после пуска в работу системы двухступенчатого эжектирования попутного
нефтяного газа значительно повысилась температура НТС на технологиче-
ских нитках УКПГ 2В. По этим причинам работа системы двухступенчато-
го эжектирования попутного нефтяного газа на УКПГ 2В была остановлена.
В июле 1996 г. на УКПГ 2В были проведены опытно-промышленные
испытания принципиально нового поколения эжекторов — эжектора 9-548
конструкции ВНИИГаза, изготовленного на Воронежском механическом
заводе. Достигнутый в ходе проведения испытаний коэффициент восста-
новления полного давления смеси, равный 0,96, превышает соответствую-
щий показатель ранее применявшихся на Уренгойском месторождении
эжекторов, свидетельствует о совершенстве газодинамической схемы
эжектора и высоком техническом качестве его изготовления. В конструк-
цию эжектора Э-548 ВНИИГазом заложены новые принципы, позволяю-
щие существенно упростить и облегчить процесс его доводки и замены
элементов проточной части. В эжекторах новой серии при замене деталей
проточной части отсутствует необходимость отсоединения подводящих и
отводящих трубопроводов высоконапорного и низконапорного газов, а
также демонтажа корпуса эжектора.
Одной из целей проведения испытаний была проверка степени сходи-
мости расчетных и фактических показателей работы эжекторов новой се-
рии перед поставкой их по контракту во Вьетнам для эжектирования по-
путного нефтяного газа, получаемого при дегазации нефти, добываемой с
морских платформ. В ходе проведенных испытаний и доводки эжектора
Э-548 были получены хорошие результаты сходимости уточненных рас-
четных формул с фактическими параметрами работы эжектора Э-548.
Опытный эжектор ЭГ-2 подобного же класса, разработанный фирмой
"Галион" (НПО "Энергомаш"), был испытан на Ямбургском месторождении
(УКПГ 1В). Данный эжектор является комбинированным устройством, до-
пускающим одно- и двухступенчатую его сборку. Эксплуатационные ха-
рактеристики эжектора ЭГ-2: уменьшенные габариты (в два раза по срав-
нению с ЭГ-9), удобство сборки и разборки эжектора, номинальная про-
изводительность до 5 млн. м3/сут, степень сжатия 2 — 2,5, коэффициент
эжекции 0,06 —0,07, давление высоконапорного газа — 9—12 МПа, давле-
ние разряжения — 1,4 —1,5 МПа (в одноступенчатой сборке) и 5,5 МПа (в
двухступенчатой сборке). В двухступенчатой сборке эжекторы типа ЭГ-2
принципиально позволяют утилизировать газ низкого давления до давления
2-2,5 МПа.
В связи с включением в технологическую схему НТА на УКПГ 1В Ям-
бургского месторождения новых эжекторов ВНИИГаз и Ямбурггаздобыча
провели анализ трех вариантов работы эжекторов и турбодетандеров:
• в зимнее время эжекторный автономный вариант с выключенным из
работы турбодетандером;
• в летнее время — турбодетандерный вариант;
• режим параллельной работы турбодетандера и эжектора с примене-
нием новых типов эжекторов.
Анализ показал, что в летнее время года при примерно равном рас-
пределении потока газа между турбодетандером и сверхзвуковым эжекто-
ром ЭГ-2 обеспечивается температура смеси газов после эжектора от —20
437
до —25 °C. Таким образом, режим работы установки НТА поддерживается
на приемлемом уровне в летнее время, и при этом обеспечивается утили-
зация газов дегазации.
Базируясь на опыте применения эжекторов Э-548 и ЭГ-2, ВНИИГаз
разработал конструкторскую документацию на нормальный ряд одно- и
двухступенчатых эжекторов нового поколения, отличающихся большей
эффективностью, пониженными габаритами и удобной в эксплуатации
конструкцией (при замене сопла и камеры смешения не требуется рассты-
ковка фланцевых соединений на линиях низко- и высоконапорного газов).
Эжекторы новых типов предназначены для применения на вновь проекти-
руемых установках подготовки конденсатосодержащего газа, а также на
ПХГ.
Значительный опыт, накопленный на Уренгойском промысле в ре-
зультате многолетней эксплуатации эжекторов, позоляет специалистам
Уренгойгазпрома конструировать и изготавливать эжекторные устройства
собственных разработок. Так, в 1991 г. в УГПУ был сконструирован и из-
готовлен малогабаритный эжектор для эжектирования газов дегазации кон-
денсата опытной установки получения дизельного топлива. В качестве кор-
пуса эжектора был использован корпус задвижки ЗМС1-100/210 от фон-
танной арматуры. Внедрение этого эжектора позволило возвращать в ос-
новной поток 13 тыс. м3 газа разгазирования в сутки с начальным давлени-
ем 1,7 МПа.
Следующим этапом расширения сферы применения газовых эжекто-
ров на Уренгойском месторождении было изготовление малогабаритного
газового эжектора конструкции Уренгойгазпрома для монтажа в обвязке
скважины с целью интенсификации добычи продукции низконапорной
скважины за счет энергии высоконапорной скважины того же куста газо-
вых скважин.
Актуальность применения кустовых эжекторных устройств вызвана
следующими причинами.
1. С вступлением газоконденсатного месторождения в завершающую
стадию разработки существенным образом обостряются проблемы, свя-
занные с накоплением жидкости на забоях эксплуатационных скважин.
Закономерное снижение дебитов скважин по мере падения пластового дав-
ления, увеличение поступления воды с газом ведут к тому, что скорость
газа у башмака НКТ падает ниже значения, при котором обеспечивается
вынос жидкости (газового конденсата и пластовой воды) с забоя и проис-
ходит так называемое самоглушение скважины.
2. Кустовая схема размещения скважин, принятая в качестве типового
решения на северных месторождениях, проводит к ряду негативных по-
следствий. В этом случае существенно затруднен дистанционный контроль
за параметрами работы отдельных скважин куста, подключенных к обще-
му газосборному коллектору. При кустовом размещении скважин дебит
каждой скважины куста определяется давлением в общем газосборном
коллекторе. При этом из-за различия в добывных возможностях скважин
одного куста и различий в составе добываемой продукции (наличие-,
отсутствие пластовой воды) отдельные скважины куста зачастую уже не
способны работать в общий ГСК при существующем в нем давлении. Так
называемые низкодебитные скважины периодически останавливаются из-
за скопления жидкости (газовый конденсат и пластовая вода) на забое и
гидратных пробок в НКТ. Пуск в работу остановившейся скважины связан
438
со значительными трудозатратами и привлечением спецтехники. Отработка
скважины на факел куста для вывода на режим сопровождается опреде-
ленным загрязнением окружающей среды
3. Подобная проблема актуальна не только для кустов газоконденсат-
ных скважин, но и для кустов скважин, разрабатывающих залежи тощих
газов. Тем более, что в настоящее время превалирует тенденция проекти-
рования значительного количества скважин в кустах (в ряде случаев — бо-
лее двадцати), пробуренных на разные эксплуатационные объекты.
Насколько сейчас остра эта проблема для Уренгойского месторожде-
ния, можно осознать, сопоставив некоторые цифры. В настоящее время
28,5 % от общего эксплуатационного фонда валанжинских скважин про-
стаивает: 11,5% простаивающих скважин находятся в подземном или капи-
тальном ремонте, 42,5 % в ожидании подземного или капитального ремон-
та, Еще 10,5 % простаивающих скважин — низкодебитные, ожидающие
перевода в графу "ожидание капремонта", 26,5 % —скважины, не способные
работать в шлейф самостоятельно (т.е. ожидающие завершения проведения
подземного или капитального ремонта другой скважины куста), и низкоде-
битные скважины, по которым уже проведены работы по интенсифика-
ции притока, водоизоляции и т.п., которые, однако, не способны работать
в общий газосборный коллектор и простаивают в ожидании принятия бо-
лее кардинальных технических решений (например, в ожидании строитель-
ства низконапорной сети сбора валанжинского газа, подключения ДКС).
Варианты использования эжекторов для пуска в работу простаиваю-
щих низкодебитных скважин рассматривались и ранее, однако внедрение
данной технологии сдерживалось из-за следующих факторов:
• отсутствия средств на проведение масштабных переобвязок кустов
газовых скважин;
• отсутствия эжекторов, пригодных для монтажа и работы в обвязке
куста газовых скважин.
’... « отсутствия согласованных с генпроектировщиком схем изменения
проектной обвязки кустов газовых скважин.
Например, активно применяемые на Уренгойском месторождении
эжекторы ЭГ-9 ни по расходу высоконапорного газа (1 — 10 млн. м^/сут),
ни по предельным значениям рабочего давления и температуры (ртм =
= 16 МПа, Tmin = —30 °C) не были пригодны для монтажа в обвязке куста
валанжинских газовых скважин.
Отмеченные проблемы принципиально решены специалистами Урен-
гойгазпрома. Была предложена конструкция малогабаритного газового
эжектора, специально разработанного для монтажа в обвязке куста валан-
жинских газовых скважин. Корпусом эжектора служит стандартный трой-
ник 2 — 80x80, Сталь 09Г2С (рр = 32 МПа, Тт1а = —60 °C), габариты и мас-
са которого позволяют монтировать его в обвязке куста без забивки до-
полнительных свай под опоры. Малые размеры и простота конструкции
проточной части эжектора позволяют изготовить его в условиях ремонт-
ных мастерских газопромыслового предприятия. По схеме установки
эжектора было предложено монтировать эжектор в обвязке высоконапор-
ной скважины на месте существующего тройника подключения факельной
линии куста. Такое размещение эжектора позволило отказаться от прове-
дения каких-либо дополнительных переобвязок трубопроводов куста газо-
вых скважин и тем самым существенно уменьшить затраты на внедрение.
Схема эжектирования пускается в работу простым переключением низко-
439
напорной скважины в факельный коллектор и открытием факельной за-
движки в обвязке высоконапорной скважины.
Для проведения эксперимента по эжекторной интенсификации прито-
ка была выбрана длительно простаивающая низкодебитная скважина одно-
го из кустов УКПГ 8В. В качестве высоконапорной скважины выбрана вы-
сокодебитная скважина того же куста. Промысловые испытания показали
высокую эффективность рассматриваемой технологии.
В настоящее время Уренгойским филиалом ВНИПИГаздобычи согласо-
ваны рабочие чертежи узлов эжекции по всем кустам валанжинских сква-
жин, на которых происходит добуривание скважин первого объекта экс-
плуатации. При этом в обвязку куста проектным институтом заложен до-
полнительный коллектор диаметром 114 мм для сбора газа низконапорных
скважин куста. Использование указанного коллектора позволяет также
значительно расширить диапазон исследований скважин на газоконденсат-
ность, проводимых без выпуска газа в атмосферу. Генпроектировщиком
также согласована предложенная специалистами Уренгойгазпрома схема
подключения передвижного исследовательского газосепаратора, газ из ко-
торого не сжигается на факеле куста, а поступает в коллектор эжектиро-
вания и далее через устьевые эжекторы направляется на УКПГ.
Выше мы так подробно остановились на этапах применения эжектор-
ной техники на Уренгойском ГКМ для того, чтобы проиллюстрировать на
этом неординарном примере, какие подчас совершенно неожиданные
трудности приходится преодолевать разработчикам новой техники при
внедрении и доведении ее до оптимальных технологических показателей.
Многолетний опыт использования эжекторов позволяет наметить пути
возможного расширения областей применения эжекторной техники в ПО
Уренгойгазпром. Выделим в качестве наиболее перспективных следующие
направления использования эжекторной техники.
1. Для увеличения добычи нефти из малодебитных скважин. Могут
быть рассмотрены устройства, монтируемые как на устье скважины, так и
в составе подземного скважинного оборудования. При этом в качестве ак-
тивного потока может использоваться как газ, так и нефть.
2. Для сокращения потерь газов дегазации нефти и газов стабилизации
конденсата. В частности, могут быть рассмотрены жидкостно-газовые
эжекторы либо насосно-эжекторные установки.
3. Создание устройств для циклических воздействий на пласт с целью
интенсификации притока пластового флюида к забою и приобщения к ра-
боте ранее не дренировавшихся пропластков. При этом необходимо учи-
тывать опыт, накопленный в других производственных объединениях при
внедрении сходных устройств. Так, в ПО Нижневартовскнефтегаз средний
прирост дебита на одну скважино-операцию при воздействии на приза-
бойную зону пластов мгновенными циклическими депрессиями-репресси-
ями, создаваемыми с помощью струйных насосов, составил 14,6 т/сут.
4. Для освоения скважин (постепенное понижение плотности столба
жидкости в скважине путем замены ее пеной при вызове притока жидкос-
ти и газа при помощи эжекторов).
5. Промывка (очистка) призабойной зоны поглощающих- (нагнета-
тельных) скважин.
6. Создание эжекторных устройств для интенсификации массообмен-
ных процессов (сорбции в потоке) на валанжинских УКПГ.
7. Создание принципиально новых газодинамических эжекторов-се-
440
параторов, позволяющих использовать холод незаторможенного сверхзву-
кового потока для увеличения выхода нестабильного конденсата.
8. Для бескомпрессорной аэрации промышленных и хозяйственных
стоков при помощи водовоздушных эжекторов.
9. Для откачки воды из заглубленных емкостей, колодцев, приямков,
из приустьевых воронок скважин, кранов МПК и т.д. при помощи газово-
дяных или пароводяных эжекторов.
В настоящее время комплекс указанных вопросов разрабатывается в
Уренгойгазпроме при участии ВНИИГаза. Разработка нового поколения
газодинамических устройств несколько сдерживается отсутствием надеж-
ных методик расчета струйной техники с двухфазными активным и пас-
сивным потоками природного газа.
Особое значение сейчас приобретает оптимизация работы кустов га-
зовых и газоконденсатных скважин с использованием малогабаритных ус-
тьевых эжекторных устройств — регуляторов работы кустов скважин.
Разработка нормального ряда подобных устройств, которые можно на-
звать эжекторными регуляторами, с указанием сферы их применения поз-
волит по-новому поставить вопросы разработки многопластовых место-
рождений, оптимизируя в определенной степени потери пластовой эксер-
гии на устьях скважин. Имеется в виду активное применение подобных
регуляторов с самого начала освоения месторождения. Образно говоря,
кустовые эжекторные регуляторы — это именно те устройства, которые
позволяют увязать разработку продуктивных горизонтов многопластовых
месторождений с наземными системами обустройства и создают предпо-
сылки для оптимизации единой системы пласт — кусты скважин — кол-
лекторы — установка промысловой подготовки газа.
8.6. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ИНЖЕНЕРНЫХ МЕТОДИК
РАСЧЕТА ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ
Как уже отмечалось, надежность инженерных методик расчета газодина-
мических устройств может приводить к неоптимальным технологическим
решениям. Проведенный нами анализ проблемы показал, что имеются не-
которые чисто "внутренние причины" для этого — недостаточно полный
анализ понятия показателя изоэнтропы (адиабаты) реального газа. Термо-
динамическое рассмотрение данного вопроса выполнено недавно в серии
работ [304 — 309]. Ниже кратко воспроизводятся результаты этих методиче-
ских работ, поскольку их использование во многих практически интерес-
ных случаях позволяет разработать инженерные методы расчета газодина-
мических устройств повышенного класса точности.
В работе [304], исходя из общих термодинамических соображений,
было показано, что традиционное определение показателя адиабаты (или
изоэнтропы) к для реального газа представляется в теоретическом смысле
неполным, а в практическом отношении совершенно недостаточным. Бо-
лее целесообразно ввести в рассмотрение тройку взаимосвязанных
(названных каноническими) показателей изоэнтропы к, е, 5 в соответствии
с определениями:
441
A = = = ] (8.1)
р (3v Js г т ( Эр г (3v Js
где р, V, Т — давление, удельный объем и температура, а производные в
(1) берутся при постоянной энтропии S. Особенность определения показа-
телей к, £, 8 по (8.1) состоит в том, что при переходе от идеального к ре-
альному газу остается инвариантной форма записи уравнений адиабаты
Пуассона (в области изменения переменных р, V, Т, когда эти показатели
можно считать мало меняющимися):
pV* = const, Т/р'~‘ ~ const, TV6" ' = const. (8.2)
Одновременное рассмотрение сразу трех взаимосвязанных показате-
лей адиабаты реального газа (вместо только одного показателя: к либо ре-
же е) и дало возможность конструктивно завершить термодинамический
анализ определений и соотношений для показателей адиабаты. При этом
были подробно рассмотрены взаимосвязи между каноническими показате-
лями и получены удобные термодинамические формулы с целью возмож-
ности практического использования этих новых показателей.
Взаимосвязь между каноническими показателями адиабаты определя-
ется следующим соотношением:
(8 - 1)е
к = -----.
(е - 1)
Сводка основных термодинамических соотношений для рассматрива-
емых показателей дана в [304].
В работах [305, 308] представлены результаты расчетов канонических
показателей адиабаты для метана (как функций температуры и давления
в закритической области) с использованием аттестованных Госстандартом
таблиц термодинамических функций [310]. Анализируя зависимости
указанных показателей от давления и температуры для метана и ряда дру-
гих практически важных газов, можно сформулировать следующие вы-
воды:
• при фиксированной температуре с возрастанием давления показате-
ли к и 3 увеличиваются, тогда как показатель £ сначала несколько увеличи-
вается, проходя через максимум, затем достаточно быстро уменьшается и,
наконец, при дальнейшем повышении давления начинает снова незначи-
тельно возрастать, так что в области очень высоких давлений (при р >
> (9-И0)ркр) кривая £ = £(р) проходит через пологий минимум;
* качественные изменения в поведении показателей адиабаты имеют
место при переходе через область максимумов теплоемкостей (Ср и Cv) га-
зовой фазы — в этой области параметров р, Т показатели к и 8 начинают
более резко возрастать, а показатель е проходит через пологий максимум
и затем довольно быстро убывает;
• диапазон изменения к оказывается существенно большим, чем £ и 8,
в то же время с ростом приведенной температуры скорость изменения
всех показателей как функций давления уменьшается;
« однако в области слабой неидеальности газовой фазы (при р < ркр и
коэффициенте сжимаемости z > 0,7-4-0,75) показатель к меняется незначи-
тельно (всего на несколько процентов от среднего значения, причем к ме-
няется даже меньше, чем е и 8!); разумеется, в подобных случаях можно
442
эффективно применять традиционный показатель к (что на практике и де-
лается!), однако уже при умеренной неидеальности газовой фазы к начина-
ет меняться весьма заметно, тогда как показатели е н 3 все еще изменяют-
ся слабо.
В целом из проведенного в работах [305, 308] численного анализа
можно сделать основной вывод о том, что эффективное использование
традиционного показателя адиабаты к возможно лишь в области слабой
неидеальности газовой фазы, в то же время уже при умеренной неидеаль-
ности газовой фазы целесообразно применять в инженерных термодина-
мических расчетах наряду с показателем к также более новые и относи-
тельно мало меняющиеся показатели £ и 3.
С тем, чтобы конкретизировать заключения относительно сферы
применимости показателей £ и 8, целесообразно детально исследовать их
поведение вдоль изоэнтроп (линий постоянной энтропии). Из рассмотрения
проведенных расчетов можно заключить, что в практически интересной
области температур и давлений (р < 25 МПа, 240 К < Т < 350 К) показатели
адиабаты е и 8 меняются вдоль изоэнтроп в пределах =5 % от средних зна-
чений, в том же диапазоне параметров р и Т показатель к изменяется су-
щественно больше. Аналогичная качественная картина изменения канони-
ческих показателей адиабаты имеет место не только для многоатомных
(природных газов), но и для одноатомных (инертных) и двухатомных (азот,
воздух) газов. В этой ситуации представляется весьма естественным разра-
ботать систему приближенных термогазодинамических соотношений для
изоэнтропных процессов и течений неидеального газа, используя осред-
ненные показатели е и 8 и при этом пытаясь добиться максимально воз-
можной аналогии с известными соотношениями для идеального газа.
Для обоснования и реализации такого предложения прежде всего не-
обходимо получить систему приближенных термогазодинамических соот-
ношений изоэнтропных процессов и течений реального газа с использова-
нием не только традиционного показателя к, но и показателей е, 8. При
этом естественно учесть возможности осреднения мало меняющихся пока-
зателей £ и 3, а также пытаться добиться максимально прозрачной анало-
гии с хорошо известными соотношениями газодинамики одномерного те-
чения идеального газа.
Для получения соответствующих соотношений термогазодинамики ре-
ального газа необходимо прежде всего выразить изменения внутренней
энергии и энтальпии через мало меняющиеся в изоэнтропных процессах
показатели е й 8. В работе [304] были даны соответствующие выражения
для частных производных удельных энтальпии и энергии:
где z — коэффициент сжимаемости газа в уравнении состояния газа pV =
.= zRT; R — удельная газовая постоянная, причем ее величина зависит от
состава газовой фазы и задается для каждого газа (газовой смеси). С целью
получения формул приращений энтальпии и внутренней энергии на изоэн-
тропах выражения (8.3) следует проинтегрировать. Учитывая, что показате-
ли £ и 8 мало меняются на изоэнтропах, соотношения (8.3) могут быть
приближенно проинтегрированы следующим образом:
443
&Н = л|| —I dT = «£z,^(T(„ -т,} = Pz-^-(T2 -TJ; (8.4)
Л \ £ " 1 Л ‘ £J “ 1 E - 1
At/ = «J| -— dT = Нг^-(Т2-1\], (8.5)
nk8 ~ Vs ,8,-1 8-1
причем во многих случаях в качестве средних значений ё, 8 и z можно
брать их средние арифметические, т.е. £ = (£, + £2)/2, 8 = (8, + 32)/2,
z = (z, + z2)/2. Целесообразно сравнить приближенные соотношения для
изменений энтальпии и энергии реального газа с подобными же отноше-
ниями для идеального газа:
АН = й _^ВД-(Т2 - Г,); At/ = й^—(Т2-Т\). (8.6)
кид-> Лид"1
Видно, что интересующая нас аналогия, по существу, полностью до-
стигнута именно благодаря применению нетрадиционных показателей ади-
абаты е и 8. В то же время и при использовании традиционного показате-
ля адиабаты к могут быть получены аналоги формул (8.6) для реального
газа:
АН = R^—(T2z2 - T.z,); ALT = й^— (T2z2 -T,z,). (8.7)
к - 1 к - 1
Забегая несколько вперед, отметим, что приближенные соотношения
типа (8.7) вполне работоспособны (при правильном осреднении показателя
к), однако они менее точны, чем соотношения (8.4) и (8.5).
Повторяя теперь порядок вывода стандартных формул одномерной
газодинамики идеального газа и используя вместо соотношений (8.6) фор-
мулы типа (8.4), (8.5) и (8.7), несложно вывести и соотношения термогазо-
динамики реального газа [306, 307]. При этом можно получать как по
существу точные соотношения (разбивая зону интегрирования на требуе-
мое количество участков), так и эффективные приближенные соотноше-
ния (при осреднении величин е, 8 и z вдоль всего термодинамического
процесса), причем последние (приближенные) соотношения оказываются
вполне аналогичными известным соотношениям газодинамики идеального
газа.
Также важно подчеркнуть, что показатели £ и 8 (если, например, они
заданы как функции температуры и давления, а для метана соответствую-
щие табличные данные приведены в [308]) вместе с коэффициентом сжи-
маемости z полностью характеризуют реальный газ. Поэтому с использо-
ванием этих показателей (строго говоря, с использованием любых двух из
тройки канонических показателей к, £, 8 и какого-либо независимого от
них термодинамического коэффициента, скаже,м, одного из безразмерных
термических коэффициентов) можно записать уравнения энергии и движе-
ния для неизотермического течения природного газа в пластах (в приза-
бойной зоне пласта), трубах и разнообразных газодинамических устройст-
вах. Подобная "переформулировка" известных уравнений и соотношений
оказывается полезной, поскольку расширяются возможности их прибли-
женного интегрирования, а в ряде случаев могут быть получены достаточно
простые и удобные инженерные формулы повышенного класса точности.
444
В табл. 8.5 дана сводка основных соотношений термогазодинамики
изоэнтропных процессов реального газа. Как было отмечено, вывод этих
соотношений несложен: он основан на определениях соответствующих ве-
личин и приближенном интегрировании формул для частных производных
удельных энтальпии и внутренней энергии, выраженных через каноничес-
кие показатели изоэнтропы. Следует подчеркнуть, что табл. 8.5 дает пол-
ную аналогию с соответствующими соотношениями термогазодинамики
идеального газа.
Таблица 8.5
Основные соотношения термогазодинамики реального газа
Показатели Формулы для реального газа
Изоэнтропы Схема усреднения показателей изоэн- тропы (адиабаты) Схема усреднения вспо.м огательных параметров Конечные давления и температуры в изоэнтропном про- цессе Термодинамическая скорость звука Изменение энталь- пии в изоэнтроп- ном процессе Скорость истечения Изменение внут- ренней энергии в изоэнтропном про- цессе Критические пара- метры потока: тем- пература Т.. давле- ние р., удельный объем V,, скорость а. .. ||Ю " _ 1 ьг ,UJU । 'n \ ’1 1 CO | Qi |-bf! . гч _ J kJ1 • - 1 -L—о и с с - 4- и 4 4Т? и 11 £ *7 7 ’Т >|Ь 1Ю 4 S 4 - 7 v _ 4 га - ~| “1 ,Г. Ь п 1 щ1 К |Ш — Ь. N N 1 I г< 1|Ш1|Ю 1- НЙ _ п ч ' / “ N 1 + Л о. 1-Г IW ВО .. L4 К" N, -lrt » ьГ ~ '.J7 1 >7 4 « -1- ,||Ш + : ь: ,р - г - 7 11 - г. - °- * N 7? — , — 1 Си Д — .Д II I « Ь 1 II ’2. .-7 ~ 1 ш \ -ч. -1 сч । -U -П 7 - , ш I £ ЬГ « « iT- 1“ « - - L& ^1~ Тг7 ''-р -I7 'Р •*’ га "= РТР " ~ й 7 N ' N 1 Й N га N “ Е -- " 1 “1 га—_ 1 t । + + < . ^7 —' "Г сч, , — . — . „ I 4 -S N N IN ' Ы « N . It.» 1 ~ -|е) ? " 11 ч-т-' 11 . " » " г. „ 11 t Ц) .ч* In Q. ф а < < S< < < ь-,
445
Продолжение табл. 8.5
Показатели
Формулы для реального газа
I Отношение теку-
i щих параметров
1 потока Т, р, V к па-
ра.метрам затормо- j
женного потока Тл.
Pv vo I
Tz
Z А(е -1) И
Z
2 k(S-l) М2
Z k(e -1) v
----------7Vf
2 2e
Работа расширения
в изоэнтропном
процессе
Po =
P
L = Kz(T, - T2) /(5 - 1) = Rt^z, - T2z2)/(к - 1);
, RT,
S -i
*(^-1) М2. Io
Ik ' T
1 Ч и
о
е 2
к 2
1 RT
1 = =-^- 1-(P2/P,)
J 0 — 1
Дадим некоторые самые необходимые пояснения к табл. 8.5. Единицы
измерения входящих в таблицу величин: р — МПа; Т — К; V — м3/кг; Н,
U — кДж/кг; S, Cv, Ср, R — кДж/(кг-К); И/ а — м/с; уравнение состояния
газа pV = zRT (величина удельной газовой постоянной R определяется для
каждого газа, например, для метана R = 0,517 281 кДж/(кг-К)). Определения
и основные соотношения для величин т), £ даны в [304]. Индекс "0" от-
носится к параметрам заторможенного потока, индекс к критическому
сечению (где в потоке газа достигается скорость.звука), М — безразмерное
число Маха. Черта над безразмерным параметром и/или показателем оз-
начает среднее значение этой величины в рассматривае.мом процессе. Как
уже отмечалось, существенный момент здесь состоит в том, что для пока-
зателей адиабаты £ и 5 в качестве средних величин в большинстве практи-
чески интересных случаев достаточно использовать их средние арифмети-
ческие значения, тогда как осреднение более сильно меняющегося показа-
теля к, по-видимому, лучше проводить по формуле
с тем чтобы для средних величин к, £. 3 сохранялось то же соотношение,
что и для исходных показателей к, £, 3. Здесь еще хотелось бы обратить
внимание на особую простоту приведенных в табл. 8.5 приближенных со-
отношений, в которых "задействован" и традиционный показатель адиаба-
ты к, однако вид этих соотношений несколько отличается от ''интуитивно''
предполагаемого.
Переход от формул табл. 8.5 к соотношениям термогазодинамики
идеального газа при сохранении условия, что кид является функцией темпе-
ратуры (а не постоянной величиной, как обычно полагается), осуществля-
ется путем следующих формальных подстановок:
Ё -э 1, С -» 1, т| —» Г z —> 1, £ = 8 = к -> к к к .
J - I ' КД НА
Если же показатель адиабаты идеального газа к^ принять не завися-
щим от температуры, т.е. положить к^ = кш, то это приводит к дополни-
тельным упрощениям, и в итоге, естественно, приходим к известным со-
отношениям газодинамики идеального газа (обсуждение которых дано во
всех учебных пособиях по технической термодинамике и газодинамике).
446
Следует также отметить, что в табл. 8.5 не представлены некоторые дру-
гие, часто используемые соотношения газовой динамики, выражаемые че-
рез приведенную скорость потока W/а., и лишь потому, что они оказыва-
ются несколько более громоздкими (так как в подобные формулы входят
уже два типа средних показателей, поскольку с учетом определения вели-
чины W/a. усреднение показателей адиабаты вдоль изоэнтропы приходит-
ся проводить здесь не только между Т и То, но и между Т и Г.). Причем
анализ показывает, что приближенные соотношения газовой динамики ре-
ального газа, выраженные через приведенную скорость потока, большого
практического значения не имеют. Разумеется, в рамках изложенного ме-
тодического подхода несложно вывести соответствующие формулы и для
других стандартных задач одномерной газовой динамики применительно к
реальному газу: скачков уплотнения, ударной адиабаты, приведенного
удельного расхода газа и пр. (тем самым при необходимости дополнить
сводку формул, приведенных в табл. 8.5).
Как ни удивительным может показаться, но приведенная система со-
отношений термогазодинамики реального газа, максимально приближенная
к аналогичным соотношениям идеального газа, фактически получена в ра-
боте [307] впервые. Более того, анализируя техническую литературу по
компрессорам, эжекторам и другим газодинамическим устройствам, можно
обнаружить многочисленные примеры не вполне корректного и как бы
"интуитивного обобщения" соотношений газодинамики идеального газа на
реальный газ посредством формальной замены —> к, а также расстанов-
кой в некоторые формулы коэффициента сжимаемости z (точнее, усред-
ненного коэффициента z). Как наглядно видно из табл. 8.5, корректное
обобщение стандартных соотношений одномерной газодинамики идеаль-
ного газа на случай реального газа оказывается, хотя и не намного, но все
же несколько сложнее, чем можно было бы предполагать априори, и,
строго говоря, это обобщение потребовало введения новых (канонических)
показателей адиабаты £ и 8, а также более внимательного обращения с
обычным показателем к.
Наконец, нужно еще раз подчеркнуть, что приближенные соотноше-
ния термогазодинамики изоэнтропных процессов могут быть легко
"превращены" в практически "точные" соотношения разделением процесса
на соответствующее число участков. Например, "превращение" приближен-
ного соотношения (приведенного в табл. 8.5)
То ( , z А(ё-1) М2
Т 2 £ 2
в "точное" осуществляется следующим образом:
То М2 g 1
— = 1 + kz---£ _ ,
Т 2N < = i z.e,
где N — число участков.
Следовательно, при определенной модификации (и ясно — какой
именно!) формулы табл. 8.5 можно использовать и для численного решения
термогазодинамических задач (особенно это замечание относится к реаль-
ным процессам и течениям, рассмотрение которых целесообразно в рам-
ках квазиодномерного подхода).
С целью качественной оценки "работоспособности" и границ приме-
447
нимости приближенных соотношений термогазодинамики реального газа
мы сопоставили расчеты приращения энтальпии по формулам
АН = Rz s^-(T2 - 7]); (8.9)
е - 1
ДН = Я-^-(Т222 - T.z,); (8.10)
к
ЬН = ^-(Т2 -7]) + R(T2z2 - T.Z,) (8.11)
8 — 1
со значениями ДИ для метана по эталонному уравнению состояния из
справочника [310], при этом величины z, е, 8 брались как средние ариф-
метические, а среднее значение показателя к определялось по форму-
ле (8.8).
Некоторые расчеты представлены в табл. 8.6 (для следующих значений
энтропии: S = 8,5 кДж/(кг-К), S = 9кДж/(кг-К) и S = 9,5 кДж/(кг-К)),
причем видно, что при увеличении энтропии результаты приближенных
расчетов улучшаются, и это вполне ясно, так как газ начинает приближать-
ся к идеальному состоянию. Напомним, что в реально интересующих неф-
тегазовую отрасль термодинамических процессах для природных газов (по
составам, близким к чисто метановым) величина энтропии S >
> 8,7 кДж/(кг-К). Анализируя результаты подобных расчетов (и не только
для метана), нашли, что приближенные формулы (8.9), (8.10) и (8.11) весьма
и весьма неплохие, причем формула (8.9) в целом "работает" несколько
лучше, чем формула (8.10), а формула (8.11) вообще может быть оценена
как "замечательная" в смысле точности, однако она более громоздкая. Для
метана в рамках принятой схемы осреднения показателей и при допусти-
мой погрешности -1 % формула (8.9) применима вплоть до разности тем-
ператур ДТ = Т2 — Т, ~ 60+70 К (что соответствует изменению давления в
изоэнтропном процессе в три и более раза!), в то же время формула (8.10)
обеспечивает такую же погрешность в основном при ДТ не более 30 — 50
К. Подчеркнем, что работоспособность формулы (8.10) несколько увеличи-
лась вследствие принятой схемы осреднения показателя к. Особо нужно
отметить, что для метана при ДТ вплоть до -20+30 К и при S >
> 8кДж/(кг-К) уже формула (8.10) обеспечивает очень малую погрешность,
в среднем всего -0,3—0,4%. Обратим внимание и еще на один момент:
вместо приведенных выше приближенных соотношений не следует ис-
пользовать иногда неявно встречаемую в технической литературе формулу
ДИ = ztf-^(T2 -7]), (8.12)
к
на первый взгляд являющуюся как бы "очевидным" обобщением формулы
приращения энтальпии идеального газа на реальный газ. Результаты расче-
тов по соотношениям (8.9) и (8.12) применительно к метану зачастую могут
различаться на 30 — 50 % и более (что, впрочем, понятно, поскольку показа-
тели адиабаты А: и £ в реальных практических ситуациях различаются
между собой как минимум на 10 — 20 % — это наглядно видно при рассмо-
трении численных данных по каноническим показателям адиабаты, полу-
ченным и приведенным в [308]).
448
Таблица 8.6
Сопоставление приближенных формул для расчета приращения энтальпии
в иэоэнтропных процессах
Температура т„ к Температура Т„ К Эталонные данные по приращению энтальпии ДЯ, кДж/кг Расчет при- ращения эн- тальпии по формуле (8.9) (через е) Расчет при- ращения эн- тальпии по формуле (8.10) (через к) Расчет при- ращения эн- тальпии по формуле (8.11) (через 5)
200 240 Для 5 = 8,5 52.5 кДж/(кг-К) 53 51,9 52.6
200 260 80,9 82,3 78,6 81,1
200 280 111,9 115.3 109,5 113,2
200 300 146.5 152,8 143,7 149,2
240 280 59,4 59,7 59,2 59,5
240 300 94 95,1 93,9 94,6
240 350 203,8 209,7 206,9 208,3
260 300 65,6 65,7 66,2 65,9
260 350 175,4 178,1 178,2 178,1
200 240 Для S — 9 64,3 1Дж/(кгК) 64,5 63,9 64,4
200 260 96,6 97,4 95,5 96,9
200 280 129,6 131,5 127,1 130,3
200 300 163,6 167,5 158,9 165,1
200 350 256,8 270,8 243,2 261,8
200 400 370.3 404,9 343,4 . 381,7
240 280 65,3 65,4 64,9 65,3
240 300 99.3 100 98,2 99.4
240 350 192,5 197,6 187,4 194,2
240 400 306 322,42 293.8 311.4
260 300 67 67,1 66,6 66,9
260 350 160,2 162,8 157,5 161
260 400 273,7 284,2 265,7 277
280 300 33,97 33,98 33,9 33,95
280 350 127,2 128,3 126 127,5
280 400 240,7 247,1 235,9 242,6
200 240 Для S = 9,5 74,4 кДж/(кг-К) 74,5 74,2 74,45
200 260 111,6 112 111,4 111,9
200 280 149 150 148,5 149,6
200 300 186,9 189,8 183,3 188,1
200 350 284.9 290,2 279 287,3
200 400 391,2 408 372,8 398.2
240 280 74,6 74,7 74.5 74.7
240 300 112,5 113,3 111 112,7
240 350 210 213.1 207,6 211,7
240 400 316.9 325.4 305,4 319.7
260 300 75,31 75,41 75,19 75,35
260 350 173,4 174,8 171,5 173,9
260 400 279,7 285,4 271,2 281,4
280 300 37,9 37,88 37,9 37,9
280 350 136 136,6 135 136,2
280 400 242,3 245,9 236,6 243.2
Любопытно также отметить, что для метана при S > 8,5 кДж/(кг-К)
(т.е. именно в области интересующих нефтегазопромысловую практику
термобарических параметров!) формула (8.9) дает в основном несколько
завышенное, а формула (8.10] — несколько заниженное значение прира-
щения энтальпии, тогда как их среднее арифметическое оказывается суще-
ственно ближе к табличным (эталонным) значениям приращений энталь-
пии. Погрешность расчета приращений энтальпии с использованием такой
дополнительной "эмпирической коррекции" формул (8.9) и (8.10) составляет
всего -0,3 % вплоть до ДТ = 70-^90 К! Это наводит на мысль не только о
путях введения эмпирических поправок к полученным приближенным
449
15 - 830
формулам, но и о возможности "теоретического улучшения" канонических
показателей адиабаты, иными словами, о существовании "промежуточных"
между е и к величин, близких по физическому смыслу к показателям адиа-
баты.
Действительно, детальный и всесторонний анализ расчетных данных
по каноническим показателям изоэнтропы позволяет обнаружить новые и
исключительно интересные направления дальнейшего расширения понятия
"показателя адиабаты" с целью конструирования почти не меняющихся на
изоэнтропах "обобщенных" показателей изоэнтропы, которые в некото-
ром смысле и оказываются "промежуточными" между парами каноничес-
ких показателей.
Введем, например, класс обобщенных показателей изоэнтропы с по-
мощью следующих трех эквивалентных между собой определений:
х_ ppzm)V х-1 _ р pTz'l'l t_ Vz"f (8ЛЗ)
pzи Э(Vz") Д X Тг' <Э(ргт)Js' Тг1 I^Vz")^'
где m, 1 и л — любые действительные числа, удовлетворяющие соотноше-
нию m + п — 7+1 = 0 (это соотношение и обеспечивает эквивалент-
ность трех определений). Имеются и другие обобщения понятия показателя
адиабаты, связанные с конкретными формами уравнений состояния (эти
варианты обобщений здесь не рассматриваются).
Выделим важные частные случаи: m = 0 — соответствует промежу-
точным между кие обобщенным показателям; 7 = 0— отвечает проме-
жуточным между е и 8 показателям %, п = 0 — определяет промежуточ-
ные показатели между к и 8.
Для термогазодинамических формул реального газа, которые выводят-
ся с использованием приращения энтальпии Д+7, наиболее интересны про-
межуточные между кие показатели. В данном подклассе обобщенных по-
казателей %, отвечающих m = 0, приближенная формула для ДН примет
следующий вид:
ДН = Rz~n -^—{T2z‘2 - Т^). (8.14)
х -1
С учетом (8.14) соответствующим образом могут быть переписаны и
другие соотношения табл. 8.5 с заменой показателя е на показатель %
(разумеется, с некоторым, но незначительным усложнением вида формул).
Анализ расчетных данных для метана показал, что оптимальным в этом
подклассе является промежуточный показатель х> отвечающий m = 0,
п ~ — 0,8 и 1 = 0,2, т.е. % как бы расположен "вблизи" е. "Оптимальность"
такого показателя и состоит в том, что он практически не изменяется
вдоль изоэнтроп в широком диапазоне температур, давлений и энтропии.
Для других газов оптимум может несколько смещаться. Подобные, очень
мало меняющиеся промежуточные показатели существуют и между други-
ми парами канонических показателей. Принципиально удается выбирать
такие обобщенные показатели изоэнтропы реального газа, которые в
практически интересных областях переменных р и Г отклоняются от
среднего значения не более чем на -1 %.
Класс введенных по соотношению (8.13) обобщенных показателей
изоэнтропы х в целом характеризуется следующими важными особеннос-
тями:
а ад
• для каждого газа и для каждого технически важного термодинамиче-
ского процесса можно подобрать по крайней мере три оптимальных
обобщенных показателя, которые практически не меняются вдоль изоэнт-
роп в достаточно широкой области р, Т и S (интересно отметить, что для
метана такие показатели меняются даже меньше, чем к^.];
» в подклассе промежуточных между /сие показателей соотношение
(8.14) для приращения энтальпии ДН по своему внешнему виду является как
бы "промежуточным" между соотношениями (8.9) и (8.10); причем формула
(8.14) с оптимальным обобщенным показателем оказывается несколько
более точной, чем (8.9), хотя, как отмечено выше, уже и формула (8.9)
весьма удачна;
* аналогичное положение имеет место для обобщенных показателей,
промежуточных между к и 8 (здесь незначительно меняется вид прибли-
женной формулы для приращения внутренней энергии Д[/ и существует
мало меняющийся на изоэнтропах оптимальный показатель, однако
"расположенный” как бы за 8);
» наконец, и в подклассе промежуточных между в и 8 показателей ре-
ализуется зона квазипостоянных на изоэнтропах обобщенных показателей.
Расчетный анализ поведения таких "промежуточных" показателей
вдоль изоэнтроп показал [309], что в дополнение к каноническим показа-
телям к, е, 8 в практике термодинамических расчетов технологических
процессов газовой промышленности, по всей вероятности, весьма пер-
спективно и применение двух новых показателей Л и ц:
• к — промежуточного показателя адиабаты, "расположенного" в не-
котором смысле посередине между каноническими показателями /сие;
» ц — промежуточного показателя адиабаты, "расположенного" посе-
редине между £ и 8.
Эти промежуточные показатели адиабаты определяются следующим
образом:
(8.15)
Кратко обсудим качественное поведение обобщенных показателей к и
ц в зависимости от температуры и давления. При фиксированной темпера-
туре с ростом давления показатель к монотонно возрастает, причем при не
очень больших давлениях почти линейно по давлению. В то же время этот
показатель практически линейно изменяется и вдоль изоэнтроп, что, соб-
ственно, и позволяет в приближенных расчетах использовать его средние
арифметические значения, тогда как поведение показателя ц несколько
более сложное: при фиксированной температуре с ростом давления он
вначале возрастает, затем проходит через пологий максимум (выходит на
"плато") й, наконец, начинает убывать, причем пологие максимумы как раз
приходятся на типичные "рабочие" давления, характерные для систем до-
бычи и транспорта газа. Иными словами, показатель ц оказывается прак-
тически постоянным в технологических процессах газовой промышленно-
сти.
15*
451
Показатель л рекомендован [308] к использованию в газодинамичес-
ких соотношениях, при выводе которых применяется приращение энталь-
пии АН (причем Л изменяется практически линейно вдоль изоэнтроп), а
показатель ц оказывается особо эффективным при его использовании в
обобщенных соотношениях Пуассона (здесь существенным оказывается то
обстоятельство, что показатель ц исключительно мало меняется на изоэнт-
ропах в практически важном диапазоне параметров!), тогда как показатель
3 особо рекомендуется к использованию в тех газодинамических соотно-
шениях, которые выводятся с применением величины приращения внут-
ренней энергии ДУ.
Соотношение для приращения энтальпии АН, выраженное через
обобщенный показатель X, выглядит достаточно "элегантно":
(8.16)
X -1 \ ’ 1 ’ ' J к+г
С погрешностью, не превышающей 1 %, формула (8.16) "работает" при
S > 8,5 кДж/(кг-К) вплоть до разности температур Т2 — Т, = ДТ~ 100 К, что
отвечает изменению давления в изоэнтропном процессе в 3 — 4 раза! Таким
образом, для природных газовых смесей приближенная формула (8.16) за-
метно точнее, чем (8.9), в которой используется показатель адиабаты г.
Расчетные формулы для рассматриваемых пяти показателей адиабаты
имеют вид
k = _X£₽.f-^l - Ср ; с - 1 - 1
Р cv ЗУ jT Су(Р/₽0) j р (ЗУ 'I j _ Rz Г o')
сР1Нр
8 = 1 +—(—1 =1 + ^[л\ (8.17)
к = (8 J|e . = 0 5(i-i + £-i);
(E-l)
0.5 0.5
E-l 3 - 1 ’
Здесь
безразмерные термические коэффициенты,
а I _ Т । ЭУ | | Р|__р|ЗУ| Г 7 I _ T । Эр
“о J vl37'Jp’l₽oJ v13pJt' Uo J p13t
Cv, Cp — удельные теплоемкости сжатого метана; R — удельная газовая
постоянная природного газа.
Из соотношений (8.17) видно, что достаточно рассчитать любые два из
пяти показателей, тогда как оставшиеся три легко определяются по весьма
простым аналитическим выражениям. В качестве двух базовых показателей
представляется естественным выбрать канонические показатели е и 5. Для
расчета е и 8 можно либо воспользоваться стандартными справочными
данными по сжимаемости, теплоемкостям и термическим коэффициентам
рассматриваемого реального газа, либо использовать для этой цели доста-
точно надежное уравнение состояния, а также информацию по термодина-
мическим функциям газа в идеально-газовом состоянии.
Теперь изложим методику расчета рассматриваемых показателей ади-
абаты для природных газовых смесей.
452
Для природных газов с преобладанием метано (более 95 об.%), напри-
мер для газов сеноманских залежей месторождений Западной Сибири, на-
иболее простой и вполне надежный путь расчета состоит в следующем:
« по составу определяем термодинамические функции природного газа
(как обычно, с использованием аддитивных соотношений) в идеально-
газовом состоянии и затем определяем показатель адиабаты кяд природного
газа как функцию температуры;
• вычисляем псевдокритические параметры рассматриваемого природ-
ного газа;
• используем в качестве эталонного газа метан, допуская, что в хоро-
шем приближении величины Де = е — kw Д8 = 8 — к^ в приведенных
переменных совпадают для эталонного и рассматриваемого природного
газов, что, собственно, и позволяет вычислить величины £ и 8 для природ-
ного газа;
« остальные показатели адиабаты к, к, р определяем по соотношениям
(8.17) из уже рассчитанных значений е и 8.
Аналогичная схема расчета показателей адиабаты практически приме-
нима и для природных газов газоконденсатных месторождений с той лишь
разницей, что в качестве эталонного газа здесь может быть использована
"эталонная" газовая смесь, отвечающая некоторому типичному усредненно-
му составу природного газа. А для этой эталонной смеси показатели адиа-
баты предварительно рассчитываются в приведенном виде с использовани-
ем достаточно точных многоконстантных уравнений состояния, возможно,
с некоторой дополнительной их эмпирической корректировкой по имею-
щимся экспериментальным данным.
Следующий по сложности вариант расчета показателей адиабаты со-
стоит в применении термодинамической теории подобия к величинам
Де — £ — кяд, Д8 = 6 — кид, которые рассматриваются как функции при-
веденных параметров и определяющего критерия термодинамического по-
добия (типа ацентрического фактора Питцера либо параметров Филиппова
или Риделя). Важно подчеркнуть, что основная идея подобных схем срав-
нительного расчета состоит в применении методологии теории термодина-
мического подобия именно к разностям Де = е — kw Д8 = 8 — кш, а не
к исходным показателям е и 8. Этот метод расчета показателей адиабаты
применим для природных газов газоконденсатных месторождений.
Глава 9
АКТУАЛЬНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ ГАЗА
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Выделим наиболее перспективные с нашей точки зрения направления ра-
бот по развитию современных технологий промысловой подготовки газа
газовых и газоконденсатных месторождений (теоретические, эксперимен-
тальные, методические и промысловые исследования, а также технологиче-
ское проектирование объектов обустройства месторождений).
В области общетеоретических исследований, направленных на созда-
ние методической базы для последующего совершенствования техники и
технологии промысловых систем добычи газа
1. Развитие прикладной термодинамики углеводородных систем, в ча-
стности, построение новых типов уравнений состояния многокомпонент-
ных углеводородных смесей, пригодных для описания флюидальных систем
не только вблизи критической точки, но и в окрестности спинодали (т.е.
описание метастабильных состояний природных углеводородных систем).
Такие модификации уравнений состояния остро необходимы при оптими-
зации режимных параметров новых типов газодинамических устройств, а
также при разработке современных технологий сверхкритической экс-
тракции для утилизации и очистки сточных вод, а также регенерации лету-
чих ингибиторов гидратообразования при их малой концентрации.
2. Разработка для рельефных трубопроводов новых моделей течения
многофазных сред в нестационарном режиме, в том числе и при учете
возможности гидратообразования. Например, до сих пор практически от-
сутствует корректное гидрогазодинамическое описание поведения го-
ловных участков магистральных газотранспортных систем, работающих в
режиме накопления и периодического (залпового) выноса накопившейся в
застойной зоне жидкой фазы (метанола, гликолей, углеводородного кон-
денсата и нефти).
3. Построение современных математических моделей процессов и ап-
паратов промысловой обработки газа с детальным учетом не только тер-
модинамического, но и кинетического аспекта (модели реальных аппаратов
с учетом процессов тепломассопереноса и многофазности рабочей среды).
Наличие подобных апробированных моделей технологических аппаратов с
их адаптацией (параметризацией) непосредственно по фактическим про-
мысловым данным позволит поднять технологическое проектирование сис-
тем обустройства месторождений на качественно новый уровень.
4. Построение термомеханических моделей,, описывающих, причины и
механизмы стабилизации (сохранения) при определенных условиях мета-
стабильных газогидратных систем (т.е. теоретическое рассмотрение эф-
454
фектов самоконсервации и принудительной консервации газовых гидратов
см. ниже).
В области экспериментальных и промысловых исследований
1. Прежде всего — это проведение фундаментальных физико-хи-
мических исследований по кинетике образования и разложения газовых
гидратов, в том числе и в присутствии добавок разных классов поверхно-
стно-активных веществ (водорастворимых полимеров, криопротекторов,
кремнийорганических и фторорганических ПАВ). Представляют интерес
попытки обнаружения новых метастабильных структур газовых гидратов
при использовании водорастворимых полимерных добавок, поскольку
применение подобных веществ иногда дает возможность глубоко вторг-
нуться в газогидратную область фазовой диаграммы с последующим обра-
зованием неизвестных форм существования газогидратов (и не только соб-
ственно кристаллогидратов, но и коллоидных газогидратных структур —
мезофаз). Весьма актуально углубленное изучение эффекта консервации
газогидратных и ледяных структур, который можно трактовать как мета-
стабильное состояние кристаллических водных каркасов, находящихся в
существенно перегретом состоянии. В частности, легко получается мета-
стабильное состояние обычного гексагонального льда, покрытого слоем
термодинамически стабильного газового гидрата при температурах выше
О °C (вплоть до комнатных температур). Другой в практическом отношении
важный аспект — принудительная консервация в области положительных
по Цельсию температур и низких давлений (вплоть до атмосферного) газо-
гидратов тех газов, которые образуют гидраты при относительно высоких
давлениях (метан, азот и т.д.) покрытием их поверхности гидратами других
газов или летучих органических соединений (пропана, изобутана, диоксида
углерода, фреонов, тетрагидрофурана, оксида этилена и пр.), термодинами-
чески стабильных при низких давлениях и положительных температурах.
Это позволяет не только расширить границы термобарических условий
реализации эффектов самоконсервации и принудительной консервации
гидратов, но и найти им вполне реальное применение (например, при раз-
работке новых перспективных систем транспорта и хранения природного
газа).
2. Целенаправленный поиск и испытания новых классов ингибиторов
гидратов (поскольку проблему замены метанола на другие, менее токсич-
ные и эффективные, ингибиторы нельзя считать сколько-нибудь решен-
ной, причем, на наш взгляд, можно предложить для детального тестирова-
ния еще недостаточно исследованные антигидратные реагенты, например, в
классе так называемых криопротекторов). Здесь имеются в виду разработ-
ки новых типов и адаптация к российским условиям уже предложенных
зарубежными фирмами кинетических ингибиторов гидратообразования, а
также ингибиторов гидратоотложения (т.е. веществ-диспергаторов, обеспе-
чивающих многофазный транспорт углеводородных смесей в режиме гид-
ратообразования без отложения гидратов в промысловых коммуникациях).
Представляет интерес и разработка комплексных составов ингибиторов,
предотвращающих процесс коррозии и солепарафиногидратные отложе-
ния. При этом необходимо дать всесторонний анализ технологических
возможностей и экономической целесообразности применения как кине-
тических ингибиторов гидратов, так и реагентов-диспергаторов для систем
сбора и промысловой подготовки северных газовых месторождений Рос-
455
сии и в перспективе месторождений арктической шельфовой зоны. Сейчас
наиболее целесообразно проведение промысловых испытаний ряда разра-
ботанных западными фирмами ингибиторов-диспергаторов на эксплуати-
руемых северных месторождениях России (прежде всего — на Уренгой-
ском и Ямбургском).
3. Экспериментальное изучение в лабораторных условиях кинетики
быстрой и сверхбыстрой конденсации тяжелых компонентов из природно-
го газа в газодинамических устройствах, включая и режимы спинодального
распада с последующим математическим моделированием таких быстро-
протекающих процессов.
В области совершенствования промыслового оборудования
1. Разработка конструктивно надежных аппаратов воздушного охлаж-
дения "сырого" газа с широкими возможностями регулирования их темпе-
ратурного режима, обеспечивающих более равномерное охлаждение газа с
целью снижения опасности "загидрачивания" теплообменных трубок АВО.
2. Апробация и доводка нового поколения промыслового сепарацион-
ного оборудования (концевых сепараторов) с существенно пониженными
уносами жидкой фазы. Этот вопрос особенно актуален сейчас для плани-
руемых к разработке месторождений Крайнего Севера.
3. Разработка входных сепараторов на головных компрессорных
станциях при более полном учете специфики гидрогазодинамических ре-
жимов работы головных участков газотранспортных систем с целью рез-
кого снижения уноса жидкой фазы в магистральные газопроводы и после-
дующей утилизации жидкой фазы (например, "вторичного" ДЭГа).
4. Проработка разнообразных вариантов конструкций сепараторов-
десорберов, т.е. аппаратов, предназначенных для отпарки летучих ингиби-
торов гидратообразования в технологических схемах промысловой обра-
ботки газа с рециркуляцией ингибиторов.
5. Реализация на практике существенно новых типов газодинамичес-
ких устройств (двухступенчатых и многоступенчатых сверхзвуковых эжек-
торов типа "газ —газ", вихревых труб нового поколения, принципиально
новых конструкций газодинамических сепараторов, пульсационных охла-
дителей газа и пр.), использование которых в перспективе значительно
преобразует лицо отрасли.
б. Разработка теплообменного оборудования с интенсификацией про-
цесса теплообмена, учитывающего реальные особенности эксплуатации в
промысловых условиях (т.е. при наличии в газе углеводородного конденса-
та и парафинов, при возможности коррозии: все это иногда очень резко
снижает эффективность теплообменного оборудования, оптимизированно-
го в лабораторных условиях). Также представляют определенный интерес
промысловые варианты теплообменников-дефлегматоров, для которых
имеется ряд интересных и оригинальных возможностей использования в
технологических схемах промысловой подготовки газа.
7. Разработка нового поколения контрольно-измерительной аппарату-
ры, основанной на современных физических и физико-химических прин-
ципах. Подобная аппаратура крайне необходима для реальной автоматиза-
ции и оптимизации технологических процессов газовой промышленности.
В частности, особый интерес вызывают последние варианты СВЧ-
приборов для дифференцированного определения точек росы газа как по
водной фазе (воде, переохлажденной воде, водным растворам летучих и
456
малолетучих ингибиторов-абсорбентов, льду и газовым гидратам), так и по
жидкой углеводородной фазе.
В области технологического проектирования обустройства новых ме-
сторождений, а также при модернизациях технологии на действующих
объектах добычи газа
1. Разработка новых технологических процессов промысловой обра-
ботки парафинсодержащих газов газоконденсатных месторождений. Акту-
альность этого направления резко возросла в связи с началом освоения
ачимовских горизонтов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторож-
дения. Необходима и детализация промысловых версий низкотемператур-
ных процессов обработки этансодержащих природных газов на темпера-
турном уровне ( — 60) — ( — 80) °C с учетом перспектив строительства газо-
химических комплексов.
2. Дальнейшее развитие и активное внедрение новых низкотемпера-
турных процессов промысловой и заводской обработки природных газов
газоконденсатных месторождений, в которых используются летучие орга-
нические реагенты, являющиеся одновременно и осушителями, и ингиби-
торами гидратообразования, с регенерацией и утилизацией этих абсорбен-
тов-ингибиторов непосредственно в самом технологическом процессе за
счет энергии обрабатываемого потока газа. Проработка модификаций по-
добных низкотемпературных процессов не только для промысловой обра-
ботки жирных газов газоконденсатных залежей, но и для "тощих" газов
газовых месторождений.
3. Важно еще отметить, что при проектировании обустройства новых
газовых и газоконденсатных месторождений необходимо во всех деталях
разрабатывать "архитектуру” систем сбора и промысловой подготовки,
специально адаптированную и оптимизированную под новые технологии.
Здесь же следует упомянуть целесообразность использования новых мето-
дологических подходов к прогнозированию и нормированию удельных
расходов метанола и гликолей, основанных на долгосрочном прогнозе из-
менения параметров функционирования газопромысловых объектов и учи-
тывающих не только особенности, но и перспективы совершенствования
промысловых систем в части снижения технологических потерь реагентов.
4. Совершенствование технологий абсорбционной (гликолевой) осуш-
ки газа северных месторождений применительно к периоду падающей до-
бычи и подключения компрессорных станций в "голове" технологического
процесса осушки. Здесь помимо анализа возможности использования в
каком-то смысле "новых" для отрасли абсорбентов (например, ТЭГа) сле-
j дует основное внимание уделить вариантам двухстадийных технологичес-
ких схем гликолевой осушки "тощих" газов на двух температурных уров-
нях с рециркуляцией абсорбента между ступенями осушки, более эффек-
тивным использованием холода окружающей среды, а также применением
аппаратов воздушного охлаждения газа нового поколения. При использо-
вании таких модифицированных технологических схем абсорбционной
осушки газа резко уменьшается острота проблемы гидратоотложения в
АВО сырого (или же частично осушенного) газа, а также могут быть без
каких-либо серьезных проблем реализованы требования к показателям
качества товарного газа.
5. Представляется до сих пор не вполне решенной проблема преду-
преждения и ликнилаттии гидратов при внутрипромысловом и магистраль-
457
ном транспорте жидких легких углеводород^ (нестабильного углеводород-
ного конденсата, сжиженного этана, широкой фракции легких углеводоро-
дов — ШФЛУ). В целом неудовлетворительно разработана на сегодняшний
день и технология предупреждения гидратных отложений в нефтяных
скважинах и системах сбора нефти арктических месторождений, особенно
в тех случаях, когда процессу гидратообразования сопутствуют еще пара-
фино- и солеотложения.
6. Наконец, следует отметить особую актуальность разработки техно-
логических схем процессов промысловой и заводской обработки природ-
ного газа, использующих достижения газодинамики многофазных сред и
современные физико-химические методы интенсификации технологичес-
ких процессов. Здесь в первую очередь имеются в виду варианты исполь-
зования в технологических схемах разнообразных газодинамических уст-
ройств.
Разработка и последующее внедрение в практику технологического
проектирования указанных выше энерго- и ресурсосберегающих техноло-
гий XXI века приведут не только к сокращению капитальных и эксплуата-
ционных затрат на обустройство и эксплуатацию газовых промыслов, но и
в значительной мере повысят надежность и "экологическую безопасность"
технологических процессов сбора и промысловой подготовки природного
газа на северных месторождениях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Овчинников ГЛ. Технические требования на продукты, выпускаемые газоперерабаты-
вающими заводами. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. —
М.: ВНИИЭгазпром, 1978, 53 с.
2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных
месторождений: Справочное пособие. — М.: Недра, 1988, 575 с.
3. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. — М.:
Недра, 1986, 261 с.
4. Методические указания по оценке технического уровня и качества газа, газового
конденсата и продуктов их переработки (МУ 51-22-80). - М.: ВНИИГаз, 1980, 27 с.
5. Клапчук О.В., Елин Н.Н. Сбор и транспорт газа от месторождений до газоперераба-
тывающих заводов. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. —
М.: ВНИИЭгазпром, 1978, 59 с.
6. Комплексный подход к сбору, подготовке, транспортированию газа в районах Край-
него Севера/Т.М. Бекиров. В.Е. Губяк, В.А. Сулейманов, А.Р. Маргулов, В.И. Мурин, В.И. Ели-
стратов, А.Л. Халиф. — Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденса-
та. — М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 61 с.
7. Туревский Е.Н., Попов В.И., Халиф А.Л., Вялкина ГВ., Сайкин В.В., Зайцев Н.Я. Осушка
газа на АГНКС. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.;
ВНИИЭгазпром, 1989, вып. 4, 44 с.
8. Бухгалтер Э.Б., Дегтярев Б.В., Лутошкин Г.С. Из опыта борьбы с гидратообразова-
нием при добыче газа. Обз. инф. Сер. Газовое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968. 100 с.
9. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. — М.: Химия, 1984, 192 с.
10. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. — М.:
Недра, 1986, 238 с.
11. Берлинер М.А. Измерение влажности. — М.: Энергия, 1973, 487 с.
12. Нефтепродукты. Методы испытаний (сборники стандартов), ч. 1 и 2, 1987.
13. Рачевский Б.С. Обеспечение безопасности при транспорте и хранении сжиженного
природного газа. Обз. инф. Сер. Транспорт и хранение газа. — М.: ВНИИЭгазпром, 1981,
вып. 3, 40 с.
14. Истомин ВЛ., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. — М/. Недра,
1992,235 с.
15. Царев И.Н. Применение первичных источников энергии газа. — Газовая промыш-
ленность, 1992, № 12, с. 14 — 16.
16. Буераков А.В., Лапицкий А.М., Пантюхин Н.Ф., Юшина В.С. Типизация и унификация
основных технических решений при обустройстве газовых месторождений. Обз. инф. Сер.
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М/. ВНИИЭгаз-
пром, 1980, вып. 7, 26 с.
17. Чуракаев А.М. Переработка нефтяных газов. — М.: Недра, 1983, 279 с.
18. Чуракаев А.М. Газоперерабатывающие заводы и установки. — М.: Недра. 1994, 333 с.
19. Технология переработки сернистого природного газа: Справочник/Под ред
А.И. Афанасьева. — М.: Недра, 1993, 152 с.
20. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валан-
жинских УКПГ Уренгойского ГКМ. часть 11. Анализ эффективности различных вариантов
нетрадиционного использования летучего ингибитора гидратов — метанола /В.А. Истомин,
А.Г. Бурмистров, В.П. Лакеев и др. — М.: ВНИИГаз, 1991, 157 с.
21. Истомин ВЛ., Лакеев В.П., Сулейманов Р.С., Кульков А.Н., Ставицкий В.А. Новая тех-
нология промысловой обработки газа. — В сб.: Проблемы освоения нефтегазовых место-
рождении Западной Сибири. — М.: ИРЦ Газпрома, 1994. С. 115 — 117.
22. Minkkinen A., Larue J., Pate! S., Levfer J-F. Methanol Gas Treating Scheme offers eco-
nomics. — Oil and Gas Journal, June 1, 1992, pp. 65 — 72.
23. Minkkinen A., Gaillard J.F., Burzynski J.P. Natural Gas Production with Gas Liquids Con-
version. — Revue de L'Institut Francais du Petrole, vol. 49, N 5, pp. 551—565, Sept. —Oct., 1994.
24. Кубанов A.H., Сулейманов ВЛ., Туревский Н.Н: Анализ вариантов подготовки газа Бо-
ваненковского ГКМ и условий эксплуатации газопровода. — Газовая промышленность, 1994,
№3. С. 8-10.
25. Кубанов ЛИ. Особенности применения НТС для подготовки газа Бованенковского
ГКМ. — Газовая промышленность, 1994, № 7. С. 15—16.
26. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. — М.: Химия, 1987, 253 с.
27. Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. и др. Пути сокращения
459
расхода ингибиторов гидратообразования в системлх подготовки газа Уренгойского место-
рождения. Обз. ияф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.:
ВИИИЭга-ятром, 1907, вып. 8. 48 с.
28. Лакеев В.П., Истомин ВЛ, Лончаков ГА.. Кульков А.Н., Ставицкий В.А., Толстов ВЛ.
Разработка технических решений по совершенствованию технологии подготовки газа валан-
жинских УКПГ Уренгойского ГКМ. — В сб.: Проблемы эффективности производства на се-
верных нефтегазодобывающих предприятиях. — М.: Прц Газпрома, 1995. том 1. С 23 — 36.
29. Царев И.Н., Харитонов В.Т., Кульков А.Н.. Грицишин Д.Н. Анализ состояния и пер-
спективы использования эжекторной техники на Уренгойском газоконденсатном месторож-
дении. — В сб.: Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири. — М.:
ИРЦ Газпрома, 1994. С. 99-115.
30. Кульков А.Н., Салихов Ю.Б., Колушев Н.Р.. Царев И.Н., Харитонов В.Т. Перспективы
использования эжекторной технологии в газовой промышленности. — В сб.: Проблемы эф-
фективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях. — М.: ИРЦ
Газпрома, 1995, том 1. С. 127 — 143.
31. Истомин ВЛ. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и
промысловой обработки газа и нефти. — М.: ВНИИЭгазпром, 1990, 214 с.
32. Природные и техногенные газовые гидраты-. Сборник научных трудов/Под ред. А.И.
Гриценко. В:А. Истомина. — М.: ВНИИГаз, 1990, 210 с.
33. Истомин ВЛ., Якушев В.С., Карпюк В.В. Аналитический библиографический указа-
тель литературы по газовым гидратам (1983 — 1987 гт.). — м.: ВНИИГаз, 1988, 246 с.
34. Istomin V.A., Yakushev V.S. Gas Hydrates in Russia: Meeting the Challenge, in: "Gas in the
CIS", 1996, pp. 56 — 58 (русский перевод-. Истомин B.A., Якушев В.С. Газовые гидраты в России,
в специальном выпуске "Природный газ в странах Содружества", подготовленном ж. "Газовая
промышленность" совместно с ж. "Петроленум экономист" и корп. "Гэз волд интернэшнл".
1996, с. 56 — 58).
35. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты. — С.-По.: ВНИИОкеан-
геология, 1994, 199 с.
36. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах
природных углеводородов. — М.: Недра. 1992. 272 с.
37. Истомин В.А., Квон В.Г. Кубическое уравнение состояния для описания газовой фазы
применительно к условиям промысловой обработки природного газа. — В сб.: .Актуальные
проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. — М.: ВНИИГаз, 1995, с. 146 —
179.
38. Reid R.C., Prausnitz J.M., Paling В.Е. The Properties of Gases and Liquids, 4,h ed.—
McGraw-Hill. Inc.. 1987, 741 p.
39. Истомин ВЛ. Оценка растворимости диэтиленгликоля в природном газе сеноман-
ских залежей. — В сб.: Повышение эффективности процессов переработки газа и газовою
конденсата, часть 2. — М.: ВНИИГаз, 1995. с. 115 — 123.
40. Столл Д.Р. Таблицы давления паров индивидуальных веществ/Пер. с англ, под ред.
С.В. Горбачева и В.В. Михайлова. — М.: Издатинлит, 1949, 72 с.
41. Справочник химика. Том 1. изд. 2. — М. —А.: Химия, 1966, 1071 с.
42. Белослудов В.Р., Дядин ЮЛ., Лаврентьев ИЮ. Теоретические модели клатратообра-
зования. — Новосибирск, Наука. Сибирское отделение, 1991, 129 с.
43. Holder G.D.. Zelts S.P., Pradhan N. Phase behavior in systems containing clathrate hy-
drates. A. Review. — Rev. Chem. Eng., 1988, v. 5, N 1—4, pp. 1 —70.
44. Holder G.D., Hwang M.'J. Adsorption theory in clathrate hydrates. — Fourd . C onf..
Found Adsorpt. Santa Barbara, Calif., 4—9 May, 1987. pp. 255 — 264.
45. Sloan E.D., Parrish W.R. Gas Hydrate Phase Equilibrium, in: "Natural Gas Hydrates Proper-
ties, Occurrena and Recovery" ed. J.L. Cox, Butterworth Publishers, Boston, London, Sydney, Wei-
ligton, Durban, Toronto, 1983, pp. 17 — 34.
46. Sloan E.D. Clathrate Hydrates of Natural Gases. — Marcel Dekkar Inc., 1990, 664 p.
47. Avlonitis D.t Fodd A.C., Danesh АЛ. Rigorous method for the prediction of gas hydrate
ingibition by methanol in multicomponent systems. — Proceedings oftte First (1991) International
Offshore and Polar Enqineerinq Conference. Edinburg, UnitedK ingi om, 11 —16 A ugust,1991 . v. 1 .
pp. 454 — 460.
48. Bishnoi P.R., Gupta A.K., Englezos P., Kalogerakis N. Multiple equilibrium flash calculations
for systems containing gas hudrates, Fluid Phase Equilibria., 1989. v.-53, pp. 97 — 104.
49. Du Y., Guo T.’M. Prediction of Hydrate formation for systems, containing methanol. -
Chem. Eng. Sci, 1990, v. 45, N 4, pp. 893 — 900.
50. Dyadin YA, Belosludov, Chekhova GN., Lavrentiev M.Yu. Clathrate thermodynamics for
the unstable host framework. - J. Jncl. Phenomena, 1987, v..5, N 2,.pp. 195—202.. .
51. Englezos P., Bishnoi P.R. Gibbs free energy analysis for the supersaturation limits of meth-
ane in liquid Water phase behavior, Fluid Phase Equil, 1988, v. 42t pp. 129 — 140.
52. Englezos P., Huond Z., Bishnoi P.R. Prediction of natural gas hydrate formation conditions
in the presence of methanol Using the Frebble-Bishnoi equation of state. — J. Can. Petrol. Tech-
nology. 1991, v. 30, N 2, pp. 148—155.
53. Истомин ВЛ. Двухфазные равновесия газовых гидратов. — В сб.: Техника и техноло-
гия переработки газа и конденсата. — М.: ВНИИГаз. 1990, с. 40 — 55.
54. Istomin УЛ. Thermodynamic Мodds of Gas Hydrate Phase. — In. "Structures of Ice aid
460
Clathrate Hydrates" (Proc. International Wmkshop, Sept. 8-10, 1991, Asarigawa-Onsen. Otaru,
Japan), Otaru. 1991, pp. 94-99.
55. Istomin V.A. Description of Dynamic Properties of the Gas Hydrates in the Framework of
Strick Approaches. — in: 'Structures of Ices and Clathrate Hydrates" (Proc. International Work-
shop. Sept. 8- 10. 1991, Asarigawa-Onsen, Olnni, Japan). Otaru. 1991, pp. 100- 107.
56. Munch J., Skjold-Jorgensen S. Computations of the formalion of gas hydrates. - Chem
Eng. Sei, 1988, v. 43, N 10. pp. 2661-2672.
57. Handa Y.P., Tse J.S. Thermodynamic properties of empty lattice of structure I and struc-
ture Il clathrate hydrates. - J. Phys. Chem., 1986, v. 90. N 22, pp. 5917-5921.
58. Istomin V.A., KoJushev N.R. Phase Equilibria of Gas Hydrates at Low temperatures. — in:
"Solar System Ices", An International symposium, Abstracts of invited and contributed papers, 27-
30 March 1995, Toulouse, France, p. 59. (T<’зисы доклада на конференции "Льды в Солнечной
системе", г. Тулуза. 27-30 марта 1995 г.).
59. Istomin V., Kwon V., Kolushev N.. Kulkov A, Prevention of gas hydrate formation at field
Conditions in Russia. — In: Proceedings of 2-nd Int. Conf, on Natural Gas Hydrates (June 2—6,
1996, Toulouse, France), Toulouse, 1996, pp, 399 — 406. (Предотвращение газовых гидратов в
промысловых условиях в России. Труды 2-й Международной конференции по газовым гидра-
там в Тулузе, июнь. 1996. Франция).
60. Истомин В.А., Квон В.Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий
природного газа с конденсированной водной фазой. — В сб.: Актуальные проблемы освое-
ния газовых месторождений Крайнего Севера. — М.: ВНИИГаз, 1995, с. 180 — 204.
61. Косяков Н.Е., Ивченко Б.И., Кришиюпа П.П. Растворимость влаги в сжатых аргоне,
метане и гелии при низких температурах. — Ж.П.Х., 1979, т. 52, № 4, с. 922 — 928.
62. Косяков Н.Е., Ивченко Б.И., Криштопа П.П. Растворимость влаги в сжатых азоте и
водороде при низких температурах. — Ж.П.Х., 1977, т. 52, № 11, с. 2568 — 2570.
63. Истомин В.А. Простые эмпирические формулы для расчета влагосодержания сжато-
го метана при равновесии с водными фазами (вода, лед, гидраты) при температурах
Т < 273,15 К. — В сб. ИРЦ Газпрома, сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Под-
готовка. переработка и использование газа, 1995, № 12, с. 9 — 13.
64. Малышев А.Г., Балдина Н.М. Выбор оптимальной точки росы при внутрипромысло-
вом транспорте газа. — В сб.: Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти в
Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1985, с. 66-75.
65. Бекиров Т.М. Влияние уноса гликоля с установок осушки на показатели работы га-
зотранспортных систем. — ЭИ. Подготовка, переработка и использование газа. — М.:
ВНИИЭгазпром, 1988, № 3, с. 4 — 6.
66. Бекиров Т.М., Мурин В.И., Сулейманов В.А., Сидорина В.П. О взаимоувязке показате-
лей УКПГ и МГ. — Газовая промышленность, 1989, № 10, с. 55-55.
67. Сперанский Б.В., Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Щугорев В.В., Гафаров НА., Поста-
лов Б.М. Совершенствование систем сбора сероводородсодержащих газов на завершающей
стадии эксплуатации месторождений. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и
газового конденсата. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988, вып. 10, 59 с.
68. Туровский Е.Н. Критерий качества подготовки газа к транспорту. — Газовая про-
мышленность, 1993, № 2, с. 24-27.
69. Бекиров Т.М. Основные положения отраслевого стандарта. — Газовая промышлен-
ность, 1994, № 7, с. 24 — 26.
70. Бекиров Т.М., Зайнуллин В.Ф., Михайлов Н.В., Березняков А.И. Некоторые вопросы
эксплуатации месторождения Медвежье в компрессорный период эксплуатации. — В сб.:
Подготовка, переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1994, Ns 6, с. 1—8.
71. Настека В.И., Слющенко С.А., Биенко АА. Состояние и проблемы очистки газа от
сероводорода и меркаптанов в соответствии с требованиями ОСТ 51.40 — 93. ЭИ. Подготовка,
переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1994, Ns 5, с. 3 — 6.
72. Бердников А.И. Экологические проблемы при переработке газа и газового конден -
сата согласно требованиям ОСТ 51.40 — 93 и ОСТ 51.65 — 80. - ЭИ. Подготовка, переработка и
использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1994, Ns 5. с. 17 — 19.
73. Истомин В.А.. Кульков АН, Сулейманов Р.С., Шампурова Л.И. Продукция газовой
промышленности: основные требования к качеству и методы контроля качества. — М.: ИРЦ
Газпром, 1994, 101 с.
74. Истомин В А. В полной ли мере показатель точки росы газа по влаге характеризует
качество товарного газа? — НТС. Сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подго-
товка, переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1995, № 3 — 4, с. 1 — 10.
75. Истомин В.А., Квон В.Г. Взаимосвязь между точкой росы газа по влаге и газогидрат-
ной точкой. — В сб. ИРЦ Газпрома, сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Под-
готовка, переработка и использование газа. 1996, № 1 —6. с. 95 —100.
76. Истомин В.А. Влияние давления в газотранспортной системе и уноса жидкой водной
фазы из низкотемпературного сепаратора УКПГ на температуру точки росы по водомета-
нольному раствору. — НТС. Сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка,
переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1995, Ns 8, с. 16 — 33.
77. Дудов АН., Кульков АН., Ставицкий ВА., Ефимов ЮН.. Истомин ВА. Обеспечение
'качества подготовки углеводородного сырья, добываемого на промыслах Уренгойского ГКМ.
В сб. НТС по качеству газа. — М.: ИРЦ Газпром. 1998, февраль, с. 43 — 56.
461
78. Истомин В.А. Основные проблемы совершенствования качества подготовки газа на
северных месторождениях России. — В сб. НТС по качеству газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1998.
февраль, с. 102 — 117.
79. Андрюшенко Ф.К., Васильченко В.П., ШагайдсцК0 в.И. Растворы электролитов как ан-
тмгидратиые ингибиторы. — Харьков: Высшая школа, 1973, 33 с.
80. Временная инструкция по приготовлению и использованию хлористого кальция в
качестве ингибитора гидратообразования. — М.: ВНИИГаз. 1968. 22 с.
61. Дегтярев Б.В.. Лутошкин Г.С., Бухгалтер Э Л борьба с гидратами при эксплуатации
газовых скважин в районах Севера. — М.: Недра, 1964, | jg с
82. Попов В.И., Хорошилов ВЛ. Осушка газа. — М.: Недра, 1972, 112 с.
83. Мирзаев М.Ш.. Козлов С.В., Комаровских А.А. Использование пластовой воды в каче-
стве ингибитора гидратообразования. — Нефтепром1.н-ловое дело и транспорт нефти — М.:
ВНИИОЭНГ, 1985, вып. 8, с. 10-12.
84. Использование сточных вод в качестве ингибитора гидратообразования / А.М. Расу-
лов, А.З. Абдулгасанов, С.Г. Агаева. А.И. Исмаилова, Т.д. Кулиев. — Подготовка, переработка
и использование газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987, вып. 4, с. 4-6.
85. Результаты промышленных испытаний новой композиции в качестве ингиби-
тора гидратообразования/А.З. Абдулгасанов, С.Г. Агаева, Б.М. Али-Заде, Л.И. Исмаилова.
А.А. Алекперов. — Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожде-
ний. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988, вып. 5, с. 1-4.
86. Минаков В.В., Сайфеев Т.А., Колодезный П.Л. Применение смеси метанол — раствор
хлористого кальция в качестве антигидратного ингибитора. — В сб.: Разработка и эксплуата-
ция газовых месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1969, № 8, с. 8 — 12.
87. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с применением ЭВМ/Э.Б. Бух-
галтер, Г.А. Зуйкова. Н.И. Бирюкова. Т.И. Слуцкая. В.М. Пушнов, А.Е. Тункель. - М.:
ВНИИЭгазпром, 1985, 92 с.
88. Бухгалтер Э.Б. Основные направления развития ресурсосберегающей технологии в
процессах промысловой обработки нефти и газа. Итоги науки и техники ВИНИТИ. Сер.
Разработка нефтяных и газовых месторождений, 1989. т. 21. с. 3 — 75.
89. Алиев А.Г., Исхаков Р.Н. Особенности промысловой подготовки газа и конденсата на
Карачаганакском ГКМ и пути их решения. — М: ВНИИЭгазпром. 1988, 27 с. (Обз. информ.
Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 8).
90. Алиев А. Г.. Галян Н.Н., Аскарова Д.К. Опыт применения полигликоля в качестве инги-
битора гидратообразования углеводородных газов. — Нефтепромысловое дело. — М.,
ВНИИОЭНГ. 1987, вып. 10, с. 19-22.
91. Сенцова Е.П., Гильманшин В.А., Фазмутдинов И.А. Эффективный метод предотвра-
щения замораживания продукции скважин в промысловых трубопроводах Западной Сиби-
ри. — В сб.: Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового обо-
рудования. — Уфа. 1987, с. 24 — 28.
92. Расулов А.М., Абдулгасанов А.З. Опыт применения полипропиленгликоля в качестве
ингибитора гидратообразования при промысловой обработке природного. газа. — М.:
ВНИИЭгазпром. 1985. 38 с. (Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового
конденсата, вып. 1).
93. Физико-химические свойства нового ингибитора гидратообразования природного га-
за / А.З. Абдулгасанов, А.М. Расулов, К.А. Гюлиев, А.И. Исмаилова. — Подготовка и перера-
ботка газа и газового конденсата. — М.: ВНИИЭгазпром, 1983, № 4. с. 7 — 10.
94. Абдулгасанов А.З.. Расулов А.М. Разработка и внедрение новых ингибиторов на базе
побочных продуктов. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988. 27 с. (Обз. информ. Сер. Подготовка и
переработка газа и газового конденсата, вып. 7).
95. Результаты промышленного испытания комплексного ингибитора гидратообразо-
вания и коррозии / А.М. Расулов, А.З. Абдулгасанов. М.П. Ковалко. К.А. Гюлиеэ, И.Г. Зезека-
ло. — Подготовка, переработка и использование газа. — М.: ВНИИЭгазпром, 1987, вып. 3. с.
5-7.
96. Промысловые испытания ингибитора парафиногндратных отложений АЗОДЯТ-ЗО в
системе УНТС месторождения Шатлык / М.А. Мурсалова, М.А. Мамедова, З.С. Юсуфов,
ВТ. Галицкий. - В сб.: Совершенствование технологических процессов подготовки природ-
ного газа. — Баку, ВНИПИгаз, 1986. с. 30 — 36.
97. Технология синтетического метанола/И.М. Караваев. В.Е. Леонтьев, И.Г. Попов, Е.Т. Ше-
пелев. — М.: Химия, 1984, 239 с.
98. Опыт использования метанола при промысловой обработке газа и борьба с его
потерями / Ю.З. Алекперов, Т.Н. Лунина, Ф,.Г. Али-Заде, А.М. Расулов. — М.: ВНИИЭгаз-
пром, 1986. 28 с. (Обз. информ. Сер. Подготовками переработка газа и газового конденсата,
вып. 9).
99. Использование метанола-сырца. в качестве ингибитора гидратообразования на ус-
тановке НТС / Э.В. Маленко, Н.А. Гафарова., О. Умрзаков и др. - Разработка и эксплуата-
ция газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1975, Nfi 17 (387).
с. 26-28.
100. Переработка природного.газа до метанольного продукта / С.А. Егоров, П.М. Щер-
баков, С.Ф. Боброва, Н.В. Сингуцкая. — Газовая промышленность. 1986, № 2. с. 36—39.
101. Влияние газодинамических параметров на процесс неполного окисления природно-
462
го газа / С.А. Егоров. С.Ф. Боброва. А.Д. Бондарь. П.М. Щербаков. — Газовая промышлен-
ность. 1986. № 1. с. 33-34.
102. Леонова В.Е. О механизме гидрирования оксида углерода в алифатические спир-
ты. - Нефтехимия, 1988. т. 26. Ns 1. с. 39- 46. к
103. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых сква-
жин в северных районах. — М.: Недра. 1976. 197 с.
104. Кошелев В.С., Фомина В.И., Бык C.1JJ. Изменение равновесных параметров образо-
вания^газовых^гидратсш В ПРИСУТСТВИИ смешанного ингибитора. — Газовая промышленность,
105. Предупреждение гидратообразования в системах промысловой подготовки газа /
В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, Б.В. Сперанский. В.А. Ненахов. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986.
50 с. (Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 2).
106. Истомин В.А., Квон В.Г. Методические указания по расчетам фазовых равновесий
газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. — М •
ВНИИГаз, 1985, 124 с.
107. Алиев А.Г., Ахметов В.Н., Чернышев Ю.Г. Борьба с осложнениями при добыче и об-
работке газа и конденсата на Оренбургском месторождении. - М.: ВНИИЭгазпром, 1984, 60
с. (Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожде-
ний. вып. 3).
108. Расулов А.М., Лунина Т.Н. Фазовое состояние системы углеводородный конден-
сат-метанол—пластовая фаза в условиях промысловой обработки газа. - М.: ВНИИЭгаз-
пром, 1987, 38 с. (Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата,
вып. 2).
109. Елкин ИЛ. Борьба с отложениями солей при эксплуатации скважин. — Газовая
промышленность, 1986. № 2. с. 33.
ПО. Коротаев Ю.П., Козлов А.Л., Смирнов В.С. Особенности исследования газовых
скважин Крайнего Севера в связи с возможностью образования гидратов в призабойной
зоне. — Газовая промышленность, 1969, № 5. с. 12-15.
111. Антипьев В.Н., Каган Я.М., Киршенбаум Я.П. Предотвращение гидратообразования
в выкидных линиях Федоровского месторождения. - Нефтяное хозяйство. 1976, N* 3, с. 42-
43.
112. Сайфеев ТА., Лобков А.М. О влиянии поверхностно-активных веществ на образова-
ние и отложение гидратов. - Газовое дело. 1965, № 4, с. 9— 13.
113. Истомин ВА., Квон В.Г., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. Инструкция по расчету опти-
мального расхода ингибиторов гидратообразования. — М.: ВНИИГаз. 1987, 72 с.
114. Истомин В.А., Ступин Д.Ю., Селезнев А.П. Фазовое равновесие газовых гидратов.
Анализ экспериментальных исследований. — М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 80 с.
115. Ступин Д.Ю., Селезнев А.П., Истомин В.А. Экспериментальное изучение условий
гидратообразования газовых смесей метан - этан—пропан в присутствии водных растворов
метанола. - Науч. тр. ВНИИГаза. Техника и технология переработки газа и конденсата (ред.
В.И. Мурин). - 1990, с. 68-79.
116. Ступин Д.Ю., Маширов Ю.Г, Ким Н.А., Плющев Д.В. Исследование ингибирующего
действия продукта прямого окисления метана кислородом воздуха на образование гидра-
та. — В сб.: Природные и техногенные газовые гидраты. Под ред. А.И. Гриценко и В.А. Ис-
томина/ Науч. тр. ВНИИГаза. 1990, с. 74 — 84.
117. Алиев А.Г., Абдулганеева Л.И. К вопросам борьбы с гидратообразованием. — Газо-
вая промышленность, 1988, № 4. с. 51 —52.
118. Саввинов И.Т. Ингибирование гидратообразования (краткий обзор методов). — В
сб.; Поиски и оценка ресурсов газа в газогидратных залежах. — Якутск: ЯФ СО АН СССР,
1977. с. 101-132.
119. Алиев А.Г, Мусаев Р.М., Исмаилов И.А. Зависимость температуры гидратообразова-
ния природных газов от температуры замерзания антигидратных ингибиторов. — Газовая
промышленность, 1969, № 5, с. 16 — 18.
120. Истомин В.А. К расчету расхода смешанных ингибиторов гидратообразования. — В
сб.: Особенности разработки и эксплуатации месторождений Западной Сибири при водона-
порном режиме. — М.: ВНИИГаз, 1986, с. 30 — 38.
121. Сулейманов Р.С., Истомин В.А. Особенности методики расчета расхода ингибито-
ров гидратообразования в низкотемпературных процессах обработки газа. — В сб.: Подго-
товка, переработка и использование газа. — М.: ВНИИЭгазпром, 1992, вып. 4—5, с. 1 — 5.
122. Истомин ВА., Квон В.Г. Сервисная программа расчета расхода метанола примени-
тельно к УКПГ валанжинской залежи Уренгойского ГКМ. — В сб.: Подготовка, переработка
и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1994, вып. 2, с. 1—4.
123. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах / В.А. Истомин,
Ю.А. Капустин, А.Г. Бурмистров, Н.Н. Бандурка, А-H. Кульков, В.Т. Тихонов. — М.: ВНИИЭ-
газпром, 1990, 67 с.
124. Квон В.Г., Истомин ВЛ. Программное обеспечение для расчета расхода метанола в
шлейфах и установках комплексной подготовки газа северных месторождений. - В сб.:
Особенности освоения газовых скважин в сложных геокриологических условиях. — М..
ВНИИГаз, 1987, с. 111-119.
125. Истомин В А., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Растворимость метанола в системе при-
463
родный газ - .метанол - вода — В сб.: Особенности о* иопння месторождений Прикаспийской
впадины. - М/. ВНИИГаз. 1936. с. 118-122.
126. Истомин В.А.. Квон В.Г. Оценка влагосодёрч^ция природного газа Астраханского
месторождения. — В сб.: Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с
низкопроницаемыми коллекторами. — М.: ВНИИГаз. 1487, с. 72-76.
127. Тараненко Б.Ф. Автоматическое управлении процессом ввода ингибитора гидрато-
образования. — М.: ВНИИЭгазпром. 1972. 54 с.
128. Панель автоматического распределения ингибитора коррозии. — В сб.: Коррозия и
защита скважин, трубопроводов, оборудования и морских сооружений в газовой промыш-
ленности. — М.: ВНИИЭгазпром, 1983, вып. 5. с. 18— |у.
129. Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объек-
тами. — М.: Недра. 1976. 213 с.
130. Применение процесса распыления ингибитора гидратообразования на установках
НТС / Л.М. Саркисян, Е.И. Черников, С.Н. Бузинов, II.д. Хорошилов, М.И. Кочурков. - Га-
зовая промышленность. 1973, № 6, с. 16 —18.
131. Саркисян Л.М., Черников Е.И., Яцюк П.Е. Устройство для впрыска ингибитора гид-
ратообразования в трубное пространство кожухотрубчатых теплообменников установок
НТС. — Газовая промышленность, 1972, № 2.
132. Кийко Е.К., Бырко В.Я., Карачун Ф.М. Система ввода ингибиторов гидратообразова-
ния и коррозии. — Газовая промышленность, 1973. № 7, с. 11 —13.
133. Тарасенко А.И., Чумак В.П., Кийко Е.К. Эффективность применения системы автома-
тического ввода ингибитора гидратообразования в условиях Крайнего Севера. — Реф. сб.:
Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. — М.: ВНИИЭгазпром.
1975. № 1. с. 3-5.
134. Кийко Е.К. Система автоматического ввода ингибитора гидратообразования. —
Реф. сб.: Автоматизация, телемеханизация и снизь в газовой промышленности. —
М.:ВНИИЭгазпром. 1976. № 11, с. 14-19.
135. Система централизованной автоматической подачи ДЭГа / Н.А. Пелехов.
П.В. Левков, А.Я. Гафенко, В.Н. Сердюков, А.В. Шкуренко. — Газовая промышленность. 1979,
№ 6. с. 18-20.
136. Рекомендации по предупреждению гидратообразования на газовых промыслах Се-
вера / Н.В. Черский, Ю.Ф. Макогон, В.П. Царев, Е.Н. Алтунин, С.А. Аршинов, П.А. Колодез-
ный. — Якутск, ЯФ СО .АН СССР, 1977, 50 с.
137. Иванов С.К., Левков П.В., Максимов В.М. Автоматизация газового промысла. — М.:
Недра. 1968, 141 с.
138. Лукас В.А. Теория автоматического управления. — М.: Недра, 1990, 416 с.
139. Шарков АА., Притыко Г.М., Палюх Б.В. Автоматическое регулирование и регулято-
ры. — М.: Химия, 1990, 288 с.
140. А.с. Ns 970037, СССР. Устройство для предотвращения гидратообразования в газо-
проводе / А.О. Горкавый, В.А. Кайгородов, О.М. Корабельников, М.Н. Сыровец.
141. А.с. № 1557414, СССР. Установка для ввода ингибитора гидратообразования в про-
мысловые газопроводы / В.Н. Денисенко.
142. А.с. Ns 882503. Опрыскиватель / В.К. Моисеенко.
143. А.с. Ns 1669574. Устройство для распыления и впрыска жидкости в поток га-
за/А.Г. Криштафович, Г.С. Плужников. А.Г. Заворыкин.
144. А.с. Ns 1153961. Способ глубокой осушки газа / Г.С. Плужников, Г.Е. Ледяшова,
Е.М. Брещенко, Г.Л. Сухомлинова.
145. Арнольди И.М., Бондарь А.Д., Гусейнов Ч.С. Исследование кинетики перехода мета-
нола в газовую фазу. — В сб.: Развитие газовой промышленности Украинской ССР, вып. 6. ч.
11. Газопромысловое дело; ред. А.П. Агишев. — М.: Недра, 1971, с. 178 — 189.
146. Гусейнов Ч.С., Асатурян А.Ш., Богданович С.Я. Распределение капель жидкости в га-
зовых потоках. — Изв. вузов. Нефть и газ, 1976, № 4, с. 65 — 70.
147. Синайский Э.Г., Михалева Г.В., Истомин В.А. Динамика массообмена капель инги-
битора гидратов с углеводородными газами. — Журнал прикладной химии, 1991, № 10, с.
2082-2091.
148. Синайский Э.Г., Михалева ГВ. Эволюция спектра капель ингибитора гидратов в
турбулентном потоке природного газа. — Журнал прикладной химии, 1993, т. 66, т. 64, № 3,
с. 544 — 555.
149. Гусейнов Ч.С., Асатурян А.Ш. Определение модального размера капель в двухфаз-
ном турбулентном потоке. — Журнал прикладной химии, 1977, т. 50, № 4, с. 848—852.
150. А.с. Ns 486184, СССР. Устройство для предотвращения гидратообразования в им-
пульсных линиях/П.Ф. Водяник, В.Н. Сухоненко.
151. А.с. Ns 488071, СССР. Устройство для предотвращения гидратообразования/И.А. По-
лосин, А.Т. Криворучко, Э.Г. Седько.
152. А.с. Ns 775625, СССР. Устройство для предотвращения гидратообразования/А.Н. Ва-
силенко, В.А. Кравченко.
153. А.с. № 1295137, СССР. Способ диагностики гидратообразования в газопрово-
де/Е.К. Кийко, А.В. Лихачев, В.А. Пацюк.
154. А.с. № 1411720, СССР. Способ В.Н. Денисенко контроля образования гидратов в га-
зопроводе / В.Н. Денисенко.
464
I 155. А.с. № 150Б347. СССР. Ультразвук. той способ контроля наличия гидратов в газо-
проводе / В.Н. Денисенко.
156. Патент № 260576. ГДР. Способ кон троля и удаления гидратов из газопровода.
157. Низаева И.Г. Теилофизические особенности взаимодейстция высокочастотного эле-
ктромагнитного поля с газогидратной средой. Автореферат дне. на соиск. уч. степ. канд.
физ.-мат. наук. Уфа, 1995. 17 с.
158. А.с. № 1726736. Россия. Способ эксплуатации скважин с гидратным режимом в
1 призабойной зоне / И.Л. Хабибуллин, Ф.Л. Саяхов, И.Г. Низаева.
159. А.с. № 1301434, СССР. Способ автоматического управления процессом предупреж-
дения гидратообразования / Б.Ф. Тараненко, Г.Б. Трущелева.
160. А.с. № 1016619, СССР. Устройство для автоматического ввода ингибитора гидрато-
образования в поток газа / А.О. Горкавый. В.А. Бойко.
161. А.с. № 724162, СССР. Устройство для автоматического регулирования расхода инги-
битора гидратообразования / Б.Ф. Тараненко.
162. А.с. № 1409980, СССР. Устройство для управления подачей ингибитора гидратообра-
зования в поток природного газа / В.Я. Бырко, Е.К. Кийко, А.В. Лихачев.
163. Бухгалтер Э.Б. Предупреждение и ликвидация гидратообразования при подготовке
и транспорте нефтяного и природного газов. — Обз. инф. Сер. 11офтепромысловое дело. —
М., ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 10(34), 41 с.
164. Бухгалтер Э.Б. Гидраты природных и нефтяных газов. Итоги науки и техники. Сер.
Разработка нефтяных и газовых месторождений. — М.: ВИНИТИ, 1984, т. 15. с. 63—126.
165. Хорошилов В.А., Малышев А.Г. Предупреждение и ликвидация гидратных отложений
при добыче нефти. — Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — м.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып.
15(122), 55 с.
166. Хорошилов В.А., Семин В.И. Предупреждение гидратообразования при добыче неф-
ти. — В сб.: Природные и техногенные газовые гидраты. — М.: ВНИИГаз. 1989, с. 120 — 127.
167. Гвоздев Б.П. Рекомендации по ресурсосберегающим технологиям добычи газа. —
Газовая промышленность, 1988, № 9, с. 57 — 58.
168. Белянский Ю.Н., Ионова НИ., Брохес В.Е. Применение забойных штуцеров в газо-
вых скважинах при внутрикустовом бескомпрессорно м газлифте — В сб.' Повышение эф
фективности процессов добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. — Тюмень:
ЗапСибНИГНИ, 1986, с. 110-118.
169. Гайдбеков Г.Д. Способ предотвращения гидратообразования на шлейфах сква-
жин. — Газовая промышленность, 1985. № 10, с. 40 — 41.
* 170. Коваленко М.Ф., Сайфеев ТА. Предотвращение отложений гидратов при дроссели-
ровании газа. — Нефтепромысловое дело, 1975, № 9, с. 28 — 29.
171. Войтех Н.Д., Осипов Г.А., Плынин В.В. Разработка и испытание электронагревателей
для газопроводов. — В со.: Достижения техники в области газопромыслового оборудова-
ния. — М.: ВНИИЭгазпром, 1986, с. 208 — 210.
172. Иващенко В.Ф.. Мошкович ИМ., Касьян А.П., Пелехов НА. Электрообогрев техноло-
। гических трубопроводов. — Газовая промышленность, 1983, № б, с. 32 — 34.
173. Насыров Н.М., Низаева И.Г., Саяхов Ф.Л. Математическое моделирование тепломас-
сопереноса в газогидратных залежах в высокочастотном магнитном поле. — Проблемы ма-
тематической и технической физики, 1997, т. 38, № 6, с. 93— 104.
174. Саяхов Ф.Л., Фатыков М.А., Хабибуллин И.Л. О применении электромагнитной
энергии для предупреждения и ликвидации гидратных отложений при добыче нефти и га-
за. — В сб.: Нефть и газ Западной Сибири. Тезисы докладов областной науч.-техн, конферен-
ции. — Тюмень, Тюменский индустриальный институт, 28 — 29 окт. 1987 г., с. 99.
175. Стариков Б.А. Экспериментальное исследование ПАВ и физических полей на про-
цесс гидратообразования. — В сб.: Физико-химические методы повышения нефтегазоотдачи
пластов. — Научн. тр. ВНИПИгаза, Баку, 1985, с. 120—123.
1 176. Рекомендации по учету влияния газогидратного природного процесса на оценку
перспектив газоносности Западной Сибири. — Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1982, 30 с.
177. Рекомендации по рациональной проводке скважин, выделению и опробованию
продуктивных горизонтов в зонах гидратообразования Восточной Сибири. — Якутск, ЯФ СО
АН СССР, 1980, 62 с.
178. Инструкция по освоению и эксплуатации газовых скважин в условиях гидратооб-
разования в призабойной зоне / В.А. Киреев, Е.Н. Храменков, Ю.П. Коротаев и др. — М.:
ВНИИГаз, 1971, 41 с.
179. Дубровский ДА., Кучина С.Б. Расчет допустимых технологических показателей экс-
плуатации газовых скважин в условиях возможного образования гидратов в призабойной
зоне пласта. - В сб.: Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных место-
рождений, сер. Экспресс-информация. — М.: ВНИИЭгазпром, 1987, вып. 6, с. 15—17.
180. Коротаев Ю.П., Тупысев М.К. Решение задачи фильтрации газа при образовании
гидратов в призабойной зоне скважин. — В сб.: Разработка и эксплуатация газовых и газо-
конденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1975, № 5. с. 28 — 31.
181. Коротаев Ю.П., Зотов ГА., Тупысев М.К. Решение задачи неизотермической филь-
) трации газа при образовании гидратов в призабойной зоне скважин. — В сб.: Разработка и
эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпом. 1976, Ne 8,
с. 20-24.
465
182. Зотов Г.А.. Тупысев М.К. Определение радиуса зоны гидратообразования в низко-
температурных газовых пластах. - В сб.: Разработка и эксплуатация газовых месторождений,
МИНГ им. 14.М. Губкина. — М.: Надра. 1983. вып. 174. 22_25.
183. Коротаев Ю.П., Зотов ГЛ., Тупысев М.К. Работа газовой скважины при образова-
нии на забое гидратной пробки. — В сб.: Разработка и эксплуатация месторождений при-
родных газов, МИНГ им. И.М. Губкина. — М.: Недра. 1478, вып. 121, с. 83.
184. Макогон Ю.Ф., Жиденко Г.Г. Определение радиуса возможного образования гидра-
тов в призабойной зоне газовых скважин. - В сб.; Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений. МИНГ им. И.М. Губкина — М.: Недра 1976, вып. 116, с.
102-106.
185. Термогидродинамика систем добычи и транспорта газа / Э.А. Бондарев, В.И. Васи-
льев, А.Ф. Воеводин. Н.К. Павлов, А.П. Шадрина. - Новосибирск: Наука, 1988, 271 с.
186. Бабе ГД. Некоторые вопросы неизотермичоской фильтрации газа при образовании
и разложении гидратов. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. — М/. Институт
проблем механики, 1975; 12 с.
187. Ненахов ВЛ., Аметова З.А., Царев В.П. Методы разработки газогидратных залежей.
Обз. инф. Сер. Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ,
вып. 3. — М.: ВНИИЭгазпром. 1988, 36 с.
188. Механика образования гидратов в газовых потоках / Э.А. Бондарев, Г.Д. Бабе,
А.Г. Гройсман и др. — Новосибирск: Наука. 1976, 157 с.
189. Аршинов СЛ., Колодезный ПЛ., Семериков АЛ. Безгидратная эксплуатация скважин
Мессояхского газового месторождения. — Газовое дело, 1971, № 12, с. 3 — 5.
190. Колодезный ПЛ., Аршинов СЛ. Расчет периода безгидратной эксплуатации скважи-
ны при закачке ингибитора в пласт. - В сб.: Нефть и газ Тюмени. — Тюмень, 1971, Ns 12, с.
47 - 48.
191. Каптелин Н.Д., Малышев А.Г, Малышева Г.Н. О возможности образования гидра-
тов в нефтяном пласте. — Нефтяное хозяйство. 1978, № 1, с. 43 — 45.
192. Фазлутдинов А.Р. Исследование причин образования гидратов газлифтных скважин
в интервалах многолетнемерзлых пород и разработка способов борьбы с ними. Автореф.
дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. — Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988. 22 с.
193. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Фазлутдинов А.Р. Борьба с гидратами при эксплуа-
тации газлифтных скважин: Учебное пособие. — Уфа: УфНИИ, 1984, 80 с.
194. Инструкция по пуску шлейфов в эксплуатацию после длительной остановки /
В.Б. Щипачев, Л.А. Акманаева, С.В. Одинцова, Т.П. Тормышева. РД № 9510-52 — 84. — Тюмень.
ТюменНИИГипрогаз, 1984, 39 с.
195. Решетников Л.Н., Жильцов Ю.М., Аршинов СЛ. Анализ температурных режи-
мов работы выкидных линий месторождения Медвежье. — В сб.: Разработка и эксплуата-
ция газовых и морских нефтяных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1981, вып. 10.
с. 13-19.
196. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового
транспорта углеводородного сырья / В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, Б.В. Дегтярев, В.П. Ла-
кеев, В.Т. Тихонов, В.Г. Квон. — М.: ВНИИЭгазпром, 1991, 37 с.
197. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. Сб.
научных трудов под ред. проф. Р.И. Вяхирева. — М.: Наука, 1997, 655 с.
198. Винокур А.Е., Пятничко А.И., Крушневич Т.К., Берго Б.Г. Извлечение метанола на аб-
сорбционных установках осушки природного газа. — В сб.: Подготовка, переработка и ис-
пользование газа, сер. Экспресс-информация. — М.: ВНИИЭгазпром. 1988, вып. 1, с. 1—5.
199. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации гидратов в системах до-
бычи и транспорта газа / Ю.Ф. Макогон, А.Г. Малышев, А.Д. Седых, К.Л. Унароков,
Ю.И. Топчев. -М.: ВНИИГаз, 1983, 132 с.
200. Коротаев Ю.П.. Кулиев А.М., Мусаев Р.М. Борьба с гидратами при транспорте при-
родных газов. — М.: Недра, 1973, 136 с.
201. Калтелин Н.Д., Малышев А.Г. Инструкция по промышленному применению техно-
логии предупреждения образования гидратных пробок в газовых скважинах на предприятиях
Главтюменнефтегаза. РД 39-5-768— 82. — Тюмень. СибНИИНП: 1982, 19 с.
202. Временное методическое руководство по предупреждению и ликвидации гидратных
пробок в нефтяных скважинах. — Тюмень: СибНИИНП. 1984.
203. Малышев А.Г., Хорошилов ВЛ. Особенности пробкообразования в фонтанных
скважинах Северо-Варьеганского месторождения. В сб.: Нефтепромысловое дело, сер. Экс-
пресс-информация. — М.; ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 1, с. 8.
204. Билюшов В.М. Течение газа в трубах с учетом гидратообразования. Автореферат на
соиск. уч. ст. канд. техн. наук. — М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1985, 19 с.
. 205. Применение электромагнитных волн сверхвысокочастотного диапазона для борьбы
с гидратообразование.м / Б.И. Бешевли, В.Ф. Иващенко, А.П. Касьян. — Газовая, промышлен-
ность, 1975, № 2, с. 21-22. ...
206. Разрушение гидратов газов при совместном тепловом и акустическом воздействии
/ О.Л. Кузнецов, Г.С. Степанова, Г.Н. Ягодов и др. — В сб.: Разработка и эксплуатация, газо-
вых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1974, .вып. 8, с. 17 — 20.
207. Smith R.S. Gas dehydration process upgraded.. — Hydrocarbon Processing, 1990, v. 69,
Nl.pp. 75-77.
466
208. Гухман Л.М. Подготовка газа сенсриых газовых месторождении к дальнему транс-
порту. - Л.: Недра, 1980. 161 с.
209. Рекомендации по выбору схемы подготовки газа Ямбургского месторождения к
транспорту / Т.М. Бекиров, Е.Н. Туревский, В.И. Елистратов, Ж.I I. Ляхова, А.Г. Чикалова. —
В с^.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986. Ns
210. Бекиров Т.М., Изотов Н.И. О подготовке газа к транспортированию по упрощен-
ной схеме. — В сб.: Транспорт, переработка н использование газа в народном хозяйстве. —
М.: ВНИИГАЗпром, 1984, № 10. С. 1 -6.
211. Осушка газа при низких температурах контакта / Т.М. Бекиров, С.Т. Пашин,
В.И. Елистратов, Л.Г. Чикалова, Т.А. Солодоникова. — В сб.: Подготовка, переработка и ис-
пользование газа. — М.: ВНИИЭгазпром, 1986, вып. 6. С. 5—9.
212. Ефимов Ю.Н. Технологическая схема предварительной осушки газа на входе ДКС
второй очереди УКПГ Уренгойской ГКМ. Материалы IX региональной научно-технической
конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири". — М:.
ВНИИЭгазпром, 1992. С. 31 -33.
213. Истомин ВЛ., Ефимов Ю.Н. Усовершенствованная технологическая схема двух-
стадийной абсорбционной осушки газа на северных месторождениях. — В сб.: Актуаль-
ные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. — М.: ВНИИГаз, 1995.
С. 59-72.
214. Совершенствование технологии абсорбционной осушки газа на Уренгойском ГКМ
при подключении ДКС второй очереди / Г.А. Ланчаков, Ю.Н. Ефимов, В.А. Истомин,
А.Н. Кульков. — В сб.: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего
Севера. - М.: ВНИИГаз, 1995. С. 73-84.
215. Исследование процесса осушки газа при низких температурах контакта / Т.М. Бе-
киров, А.С. Кузмина, Е.Н. Туревский, А.А. Халиф. — Газовая промышленность, 1988, № 3. с.
49-50.
216. О повышении эффективности работы УКПГ Ямбургского месторождения в ком-
прессорный период разработки / Т.М. Бекиров. Н.И. Кабанов. А.Г. Бурмистров, А.В. Елист-
ратов. — В сб.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и
использование газа. 1997, № 2 — 3, с. 18 — 24.
217. Повышение эффективности работы УКПГ Уренгойского месторождения в ком-
прессорный период эксплуатации / Т.М. Бекиров, Н.И. Кабанов. Г.А. Ланчаков и др. — Обз.
инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.: ИРЦ Газпром, 1996,
49 с.
218. Изосимова Н.П. Обессоливание гликолей на установках осушки газа Тюменской об-
ласти. - В сб.: Р.И. ВНИИЭгазпрома. Сер. Подготовка и переработка газа и газового кон-
денсата. — М.: ВНИИЭгазпром. вып. 10. 1979. С. 4-10.
219. Современное состояние проблемы очистки гликолей от примесей / Т.М. Бекиров,
В.В. Брагин. В.В. Тюрина, В.С. Цыбулькина. А.С. Кузмина. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. 57 с.
220. Очистка раствора диэтиленгликоля от примесей дистилляционным способом /
Т.М. Бекиров, Ю.Н. Ефимов, Н.И. Кабанов. В.В. Брагин. — В сб.: Природный газ в качестве
моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, №
1 -6, 1996, с. 111-118.
221. Термическая стабильность гликолей / А.В. Елистратов, А.П. Тимашев, Е.Н. Турев-
ский, А.В. Борисов. — Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденса-
та. — М.: ИРЦ Газпром. 1998, 30 с.
222. Ключева Э.С., Жила Н.Д. Методы очистки гликолей от тяжелых углеводородов и
продуктов деструкции Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденса-
та. — М.: ВНИИЭгазпром, 1990, 33 с.
223. Титусов В.А., Клюсов В.А. Исследование магнитной очистки диэтиленгликоля от ме-
ханических примесей. — В сб.: Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной
Сибири. (Материалы IX региональной научно-технической конференции, Н.-Уренгой, май,
1992). - М.: ВНИИЭгазпром. 1992, с. 24-29.
224. Опыт промысловой подготовки газа сеноманской и валанжинских залежей Урен-
гойского газоконденсатного месторождения / И.С. Никоненко, Р.С. Сулейманов, А.Н. Куль-
ков. В.А Ставицкий. - Обз. инф. Сер. Передовой производственный опыт в газовой про-
мышленности. — М.: ВНИИЭгазпром, 1987. вып. 6, 41 с.
225. Клюсов ВЛ., Касперович А.Г. Анализ эффективности работы систем абсорбционной
осушки природного газа. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конден-
сата. — М.: ВНИИЭгазпром, 1984, вып. 9, 53 с.
226. Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной
осушки газа / В.А Клюсов, Н.П. Изосимова, Э.И.-Щипачева, В.Н. Безноскова. — Тюмень:
ТюменНИИГипрогаз, 1988, 152 с.
227. Ланчаков ГЛ, Клюсов ВЛ, Щипачев В.Б. Эффективность абсорбционного оборудо-
вания на газовых месторождениях Тюменской области. — М: ИРЦ Газпром, 1994, 24 с.
228. Зиберт ГК., Глушко И.К., Голдина Л.Б. Пути совершенствования технологического
оборудования подготовки и переработки природных газов. Обз. инф. Сер. Химическое и
нефтеперерабатывающее машиностроение. — М.: ЦИНТИХИМНефтемаш, 1986, 37 с.
229. Перспективы совершенствования конструкций сепарационных и массообменных
467
аппаратов подготовки природного газа к тршниорту/Н.Я. Зайцев. Л.В. Горлова, С.В. Буслаева.
А.В. Толстов. — Обз. инф. Сер. Подготовка и илреработка газа и газового конденсата. — М.:
ОПИИЭгазиром, 1900, вып. 9, 31 с.
230. Инструкция по модернизации мн< нефункциональных аппаратов подготовки газа /
В.А. Клюсов. В.Б. Щипачев. А.Л. Мокроносов. рд 9510-73-86, утв. 20 июня 1986 г. Ю.И. Топче-
вым. — Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1986, 3-1 с.
231. Толстов ВА., Ибрагимов И.Э., Станицкий ВА. Совершенствование конструкций
многофункциональных абсорберов осушки гача. — Химическое и нефтяное машинострое-
ние, 1996, № 6, с. 29 — 32.
232. Толстов ВА., Ставицкий ВА., Кочанова Т.В. Повышение надежности работы аб-
сорберов в течение межремонтного цикла. - Химическое и нефтяное машиностроение,
1996, № 6, С 51-53.
233. Виленский Л.М., Кащицкий Ю.Л., Ярмизина Э.К. "Установки регенерации гликолей.
Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.: ВНИИЭгазпром,
1978, 48 с.
234. Ключева Э.С., Ярым-Агаев НА., Красников ВА. Регенерация абсорбентов. Обз. инф.
Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.: ВНИИЭгазпром, 1985, вып.
3, 28 с.
235. Елистратов А.В. Современное состояние и пути интенсификации абсорбционной
осушки газа. — В сб.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработ-
ка и использование газа, 1997, № И. С. 26 — 35.
236. Паровые испарители в системе регенерации диэтиленгликоля / В.И. Воронин,
С.Д. Шиняев, Г.П. Ставкин, Р.Х. Сулейманов. — Химическое и нефтяное машиностроение.
1996, № 6. С. 53-55.
237. Модернизация установок вакуумной регенерации диэтиленгликоля на газовом мес-
торождении Медвежье / К.М. Давлетов. В.И. Воронин, З.С. Салихов, Г.К. Зиберт. — Химиче-
ское и нефтяное машиностроение, 1996, Ns 6. С. 32 — 33.
238. Бородина И.И. О нормировании потерь гликоля на установках осушки газа — В сб.:
Р.И. ВНИИЭгазпрома. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.:
ВНИИЭгазпром, вып. 10, 1979. С. 10-15.
239. Истомин ВА., Ставицкий В.А. Основные принципы нормирования и пути оптими-
зации расхода гликолей и метанола в условиях северных месторождений. — М.: ИРЦ Газ-
пром, 1998, 51 с.
240. Особенности нормирования потерь гликолей на установках абсорбционной осуш-
ки газа / В.А. Истомин, В.А. Ставицкий, А.Х. Абсалямова, В.А. Клюсов, В.Б. Щипачев,
В.Г. Квон. — Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.:
ИРЦ Газпром, 1997, 48 с.
241. Методический подход к прогнозной оценке эффективности работы аппаратов аб-
сорбционной осушки газа и расхода диэтиленгликоля по УКПГ сеноманской залежи Урен-
гойского УКМ на долгосрочную перспективу / Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий, В.А. Истомин,
А.Н. Кульков, Д.Н. Грицишин, А.Х. Абсалямова. — В сб.-; Природный газ в качестве моторно-
го топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1997, Ns 9 —
10. С. 23 - 39.
242. Истомин В.А.. Ефимов Ю.Н., Кульков А.Н. Замечания по проектированию аппаратов
воздушного охлаждения газа. — В со.: Анализ работы модернизированного оборудования на
действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых
месторождениях Западно-Сибирского региона. Материалы НТС Газпрома, Саратов, октябрь,
1995 г. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. С. 28-32.
243. Способы регулирования процессов охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаж-
дения газа в условиях месторождений Крайнего Севера / Л.С. Чугунов, К.М. Давлетов,
С.С. Фесенко, М.П. Игнатьев, Ю.А. Кащицкий. С.А. Ярхо, О.М. Ермилов. — М.: ИРЦ Газ-
пром, 1998, 44 с.
244. Результаты исследований работы аппаратов воздушного охлаждения газа в усло-
виях северных месторождений / А.С. Чугунов, К.М. Давлетов, М.П. Игнатьев, Ю.А. Кащиц-
кий, С.А. Ярхо, О.М. Ермилов. — М.: ИРЦ Газпром, 1998, 43 с.
245. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. —
М.; Недра, 1980, 293 с.
246. Берлин МА., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и природных га-
зов. - М.: Химия, 1981, 472 с.
247. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. — М.:
Недра, 1988, 248 с.
248. КлюсовВА, Ершов А.А. Опыт работы технологического оборудования систем под-
готовки газа на Ямбургском газоконденсатном месторождении. — Химическое и нефтяное
машиностроение, 1995, № 12. С. 31 —32.
249. Кемпбелл Д.М. Очистка и переработка природных газов/Пер. с англ, под ред.
С.Ф. Гудкова. — М.: Недра, 1977, 229 с.
250. Ключева Э.С., Ярым-Агаев НА. Потери диэтиленгликоля при его регенерации за счет
уноса в виде пара. — В сб.: Р.И. ВНИИЭгазпрома. Сер. Подготовка и переработка газа и
газового конденсата. - М.: ВНИИЭгазпром. 1979, вып. 5. С. 1-3.
251. Клюсов ВА. Номограмма для определения равновесной концентрации диэтиленгли-
468
коля в рефлюксе десорбера. — В сб.: Р.И. ВНИИЭгазирпма. Сер. Подготовка и перера-
газа и газового конденсата. - Мл ВНИИЭгазпром. 198:1. ni,iu. 1. С. 6-7.
252. Николаев В.В. Комплексная технология глубокой очистки и разделения приро/
сернистого газа Оренбургского месторождения. Обз. инф. Сер. Подготовка и перерд;
газа и газового конденсата. - Мл ИРЦ Газпром. 1997, 5.4 с.
253. Технология переработки сернистого природного газа/А.И. Афанасьев, В.М. С:
ков, Н.И. Подлегаев, В.И. Мурин и др. — М., 1993, 154 с.
254. Производство гелия / Б.Г. Берго, И.Е. Никитина, В.В. Блинов, С.Д. Барсук
Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, № 8. — Мл ВН>
Газпром, 1983, 83 с.
255. Мембранная технология в решении экологических проблем газовой промышл-
ста / Т.С. Казарян, А.Д. Седых, Ф.Г. Гайнуллин и др. - Мл Недра, 1997, 227 с.
256. Вопросы подготовки газа на промыслах / А.И. Гриценко, Ю.П. Кор<
Б.П. Гвоздев и др. - НТС, сер. Газовое дело. - Мл ВНИИОЭНГ, 1969, 96 с.
257. Базлов М.Н., Жуков А.И., Алексеев Т.С. Подготовка природного газа и конденс
транспорту. — Мл Недра, 1968, 213 с.
258. Арутюнов А.И. Низкотемпературная сепарация природного газа. — Мл Гост
хиздат, 1961, 50 с.
259. Зарницкий Г.Э. Теоретические основы использования энергии давления приро.
газа. — Мл Недра, 1968, 297 с.
200 260. Язик А.В. Системы и средства охлаждения природного газа. - Мл Недра.
261. Синайский Э.Г. Разделение двухфазных многокомпонентных смесей в нефт-
промысловом оборудовании. — Мл Недра, 1990, 272 с.
262. Запертайло М.М., Базлов М.Н., Сулименкон Т.П. Применение воды для охлаж.
природного газа на установках низкотемпературной сепарации. — НТС, сер. Газовое
ЦНИИТЭнефтегаз, 1964, N? 1.
263. Поливанов В.И. Детандерная технология обработки природного газа на месте
дениях, эксплуатируемых с обратной закачкой. Автореферат дис. канд. техн, наук
ВНИИГаз. 1991, 25 с.
264. Бекиров Т.М., Цацулина Т.С. Энергосберегающая технология обработки пласт
продукции газоконденсатных месторождений. — В сб.: Природный газ в качестве мото;
топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - Мл ИРЦ Газпром, 1996 Nfi
с. 31-33.
265. Берго Б.Г., Зайцев Н.Я., Васильев Р.А., Мелков А.С. Холодильная техника для н;
температурной обработки и переработки природного газа. Обз. инф. Сер. Переработка
и газового конденсата. — Мл ВНИИЭгазпром, № 7, 1976, 54 с.
266. Берго Б.Г. Гибкая технология промысловой переработки газа на Заполя
ГКМ. — В сбл Анализ работы модернизированного оборудования на действующих пре
лах и использование современных технологий и оборудования на новых месторожде
Западно-Сибирского региона. (Материалы научно-технического совета РАО ’'Газпром", '>
тов, октябрь 1995 г.) — Мл ИРЦ Газпром, 1996, с. 100 — 106.
267. Бобров Д.М., Лаухин ЮЛ., Сиротин А.М., Эрсмамбетов В.Ш. Волновой детанд.
расширительная холодильная машина нового типа. — Химическое и нефтяное машинос
ние, 1995, № 12, с. 22 — 23.
268. Эрсмамбетов В.Ш.. Лаухин Ю.А., Бобров Д.М., Сиротин А.М., Козлов А.В. Резул
численных и экспериментальных исследований волнового детандера. — Химическое и н
ное машиностроение, 1996, № 6, с. 14 — 16.
269. Сурков Ю.П., Тетера И.П., Лаухин Ю.А. и др. Охлаждение газа в аппаратах п\
ционного типа. — Газовая промышленность, N° 9, 1976, с. 58 — 63.
270. Бобров Д.М., Лаухин ЮЛ., Сиротин А.М. Новые аппараты для охлаждения г
перспективы их использования в газонефтяной промышленности. Обз. инф. Сер. Пс-
ботка газа и газового конденсата. — Мл ВНИИЭгазпром, 1980, 4, 40 с.
271. Райский Ю.Д., Тункель Л.Е. Применение вихревых труб в схемах подготовки
родного газа. Обз. инф. Сер. Переработка газа и газового конденсата. — Мл ВНИИЭгаз
1979, № 5, 57 с.
272. Николаев В.В., Овчинников В.П., Молчанов С.А., Гринцов А.С. Разделение и оч
газовых смесей с использованием эффекта вихревой трубы. Обз. инф. Сер. Подготоь
переработка газа и газового конденсата. — Мл ИРЦ Газпром, 1996, 41 с.
273. Кубанов А.Н;. Елистратов А.В., Туревский Е.Н. Исследование концевой дегаза
схеме низкотемпературной сепарации. — В сбл. Природный газ в качестве моторного т
ва. Подготовка, переработка и использование газа. — Мл ИРЦ Газпром, Ne 9—10, 19
17-22.
274. Кубанов А.Н., Туревский Е.Н., Елистратов А.В., Цацулина Т.С. Границы приме!
ста технологии НТС. — В сбл Природный газ в качестве моторного топлива. Подго':
переработка и использование газа. — Мл ИРЦ Газпром, 1997, № 11, с. 19—26.
275. Юшина В.С., Туревский Е.Н., Грипас Л.В., Цацулина Т.С., Константинопольски
Современное состояние технологии выделения легких углеводородов. — Мл Обз. инф.
Газпрома. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, 1994, 87 с.
276. Кабанов И.И., Кубанов А.Н., Туревский Е.Н., Фишман Л.Л., Елистратов В.И., Ду.
А.Н. Промысловые технологии извлечения кондежпга: практика и перспективы. - Газовая
промышленность. 1997, Ns 4, с. 45 — 47.
277. Балллбердина И.Т.. Коротаев Ю.П. Низкотемпературная сепарация: пути разви-
тия. ~ Газовая промышленность. 1984. № 5. с. 42.
278. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. - М.:
Недра, 1988, 248 с.
279. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки при-
родных газон на северных месторождениях. Автореферат дис. на соиск уч ст к т.н. — М.:
ВНИИГаз. 1998. 22 с.
280. Кубанов А.Н. Подготовка газа и извлечение нестабильного кондешеата на УКПГ 1В
Заполярного месторождения. — В сб.: Анализ работы модернизированного оборудования на
действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых
месторождениях Западно-Сибирского региона. (Материалы научно-технического совета РАО
"Газпром". Саратов, октябрь, 1995 г.). — М.; ИРЦ Газпром, 1996, с. 68 — 74.
281. Туревский. Е.Н., Елистратов В.И., Кубанов Л.Н., Чикалова А.Г. и др. Новые техничес-
кие решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка
газа и газового конденсата. — М.: ВНИИЭгазпром. 1988, Ns 5. 36 с.
282. Фролова Л.Н., Ильский О.Г., Шиняев СД„ Кульков А.Н. и др. Анализ эксплуатации
технологического оборудования установок промысловой подготовки газа валанжинских за-
лежей Уренгойского ГКМ. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конден-
сата. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989, Ns 3. 31 с.
283. Истомин В.А.. Лакеев А.Н., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. и др. Методические рекомен-
дации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ.
Часть I. Традиционные схемы применения метанола. — М.: ВНИИГаз. 1990, 82 с.
284. Бекиров Т.М., Туревский Е.Н., Брагин В.В., Фишман Л.Л. и др. Анализ работы опыт-
ной установки промысловой низкотемпературной абсорбции. — М.: ИРЦ Газпром, обз.
инф. в сер. "Подготовка и переработка газа и газового конденсата", 1995, 39 с.
285. Михайлов Н.П. Определение оптимального расхода и способа введения ингибитора
гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации природного газа. — Газо-
вое дело, 1963, Ns 8, с. 14-21.
286. Бондарь А.Д.. Агишев А.П.. Велегура В.Г.. Грибкова В.И. и др. Новая технология обра-
ботки газа метанолом и возможности ее применения на месторождениях Крайнего Севе-
ра. — В сб.: Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. —
Тюмень, 1971, с. 69 — 77.
287. Истомин В.А.. Лакеев В.П.. Квон В.Г.. Рябов В.П. и др. Рекомендации по сокращению
расхода метанола на УКПГ 2В. - М.: ВНИИГаз. 1985, 24 с.
288. Бурмистров А.Г.. Истомин В.А., Лакеев В.П., Сулейманов Р.С. и др. Способ подго-
товки углеводородного газа к транспорту. Авторское свидетельство № 1350447, СССР, по
заявке Ns 4072598/23 — 08 с приоритетом от 26 мая 1986 года (зарегистрировано в Гос . реестре
изобретений СССР 8 июля 1987 года), переоформлено в патент РФ № 1350447, действие па-
тента с 23 марта 1993 года.
289. Истомин В.А.. Лакеев В.П.. Бурмистров А.Г. и др. Рекомендации по временному
технологическому регламенту вторичного использования отработанного метанола на УКПГ
5В Уренгойского газоконденсатного месторождения. - М.: ВНИИГаз. 1987. 41 с.
290. Лакеев В.П.. Истомин В.А., Квон В.Г.. Бурмистров А.Г. Подготовка рекомендаций к
временному регламенту по технологии оптимального использования метанола как ингибито-
ра гидратообразования на УКПГ 8В. — М.: ВНИИГаз. 1991, 35 с.
291. Истомин В.А.. Квон В.Г. Сервисная программа расчета расхода метанола примени-
тельно к УКПГ валанжинской залежи Уренгойского ГКМ. ЭИ Подготовка, переработка и
использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1994. вып. 2. С. 1—4.
292. Minkkinen A.. Larue Y.M.. Patel S.. Levier J.-F. Methanol gas-treatment scheme offers
economic, versatility. — Oil and gas journal, v. 90, N 22, pp. 65 — 72. 1992.
293. Семенова T.A.. Лейтес И.Л., Аксельрод Ю.В., Харьковская Е.Н. и др. Очистка техно-
логических газов. — М.: Химия. 1969, 392 с.
294. Бурмистров А.Г.. Сперанский Б.В., Степанова Г.С. Причины высоких концентраций
метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ. — Газовая промышленность, 1986, Ns 4, с.
21-22.
295. Истомин В.А., Бурмистров А.Г.. Лакеев В.П., Квон В.Г Особенности применения ме-
танола на установках низкотемпературной сепарации газа Уренгойского ГКМ. — В сб.: На-
учно-технический прогресс в технологии комплексного использования ресурсов природного
газа. - М.: ВНИИГаз, 1989, с. 70-74.
. 296. Истомин В А., Бурмистров А Г., Лакеев В.П., Квон В.Г. и др. Способ подготовки уг-
леводородного газа к транспорту. Авторское свидетельство Ns 1606827, СССР, по заявке
№ 4607307/26с приоритетом от 29ноя бря 1988 г (зарегистрировано в Гос реестре изобре
тений СССР от 29 мая 1989 г ). .переоформлено в патент РФ, действие патента с 15 июля 1990
года.
297. Лакеев В.П.. Истомин ВЛ., Квон В.Г., Бурмистров А.Г. и др. Рекомендации к вре-
менному регламенту по технологии оптимального использования метанола как ингибитора
гидратообразования на УКПГ 8В. — М.: ВНИИГаз. 1991, 35 с.
298. Истомин В.А., Кульков А.Н, Салихов Ю.Б, Ставицкий В.А.. Грицишин Д.Н. Методы
470
автоматического регулирования расхода ингибиторов гидратообразования в системах сбора и
промысловой подготовки газа северных газовых и газоконденсатных месторождений. - Обз.
инф. ИРЦ Газпрома. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.: ИРЦ
Газпром. 1995. 60 с.
299. Кабанов Н.И., Бурмистров А.Г., Шепелев СА. Усовершенствованная технология при-
менения метанола для предупреждения гидратообразования при промысловой обработке
газа. — В сб.: Анализ работы модернизированного оборудования на действующих промыслах
и использование современных технологий и оборудования на новых месторождениях Запад-
но-Сибирского региона. (Материалы НТС Газпрома. Саратов, октябрь. 1995 г.). - М.: ИРЦ
Газпром, 1996. с. 52 — 60.
300. Кубанов А.Н., Сулейманов ВА., Туревский Е.Н. Анализ вариантов подготовки газа
Бованенковского ГКМ и условий эксплуатации газопровода. — Газовая промышленность.
1994, Ns 3. с. 8-10.
301. Кубанов А.Н. Особенности применения НТС для подготовки газа Бованенковского
ГКМ. — Газовая промышленность. 1994, Ns 7, с. 15— 16.
302. Кубанов А.Н. Особенности использования процесса НТС для подготовки к транс-
порту тощих газов месторождений п-ова Ямал. - В сб.: Анализ работы модернизированного
оборудования на действующих промыслах и использование современных технологий и обо-
рудования на новых месторождениях Западно-Сибирского региона. (Материалы научно-
технического совета РАО "Газпром". Саратов, октябрь, 1995 г.) — М.: ИРЦ Газпром. 1996. с.
94-100.
303. Кубанов А.Н., Елистратов ВА., Сиротин А.М. и др. Способ подготовки природного
газа к транспорту, патент РФ № 2088866. публ. БИ 1997. № 24.
304. Истомин В.А. Показатели изоэнтропы реального газа: определения и основные со-
отношения. — Журнал физической химии. — 1997. т. 71, Ns 6. с. 998—1003.
305. Истомин ВА. Расчеты показателей адиабаты природного газа. — .В сб. ИРЦ Газ-
прома. Сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и ис-
пользование газа, 1997. Ns 11, с. 35 — 44.
306. Истомин ВА. Приближенные соотношения термогазодинамики природного га-
за. - В сб. ИРЦ Газпрома. Сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка,
переработка и использование газа. — 1997, Ns 12. с. 23 — 38.
307. Истомин В.А. Показатели изоэнтропы реального газа: особенности их применения
в термогазодинамике. — Журнал физической химии, 1998, т. 72, Ns 3, с. 212 — 218.
308. Истомин В.А., Грицишин Д.Н. Расчеты новых показателей адиабаты для метана. - В
сб. ИРЦ Газпрома. Сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, перера-
ботка и использование газа. 1998. № 3 — 4, с. 24 — 40.
309. Истомин ВА. Обобщенные показатели адиабаты природного газа и оценка воз-
можности их применения в расчетах технологических процессов газовой промышленно-
сти. — В сб. ИРЦ Газпрома. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива.
Подготовка, переработка и использование газа. Энергосбережение. 1998, № 1—2, с. 40 — 50.
310. Термодинамические свойства метана / В.В. Сычев, А.А. Вассерман, В.А. Загорученко,.
А.Д. Козлов, Г.А. Спиридонов, В.А. Цымарный. — М.: Изд-во стандартов, 1979, 348 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение........................................................................ 5
Глава 1. Продукция газовой промышленности: основные требования к качеству и
методы его контроля.............................................................. 9
1.1. Требования к качеству газа............................................ 10
1.2. Методы контроля качества товарного газа................................. 17
1.3. Требования к качеству углеводородного конденсата. ШФЛУ. смесей легких
жидких углеводородов......................................................... 34
1.4. Контроль качества жидких углеводородных продуктов....................... 51
1.5. Основные требования по обеспечению безопасности работы.................. 63
Глава 2. Системы сбора и промысловой обработки природных газов в северных усло-
виях: особенности их проектирования и эксплуатации.............................. 69
Глава 3. Сырьевая база газовой промышленности и перспективы освоения новых газо-
вых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири и п-ова Ямал....
3.1. Общая характеристика Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции....
3.2. Закономерности распределения промышленной нефтегазоносности по площа-
ди распространения и разрезу осадочного чехла северных районов Западно-Сибир-
ской платформы........................................................... 108
3.3. Структура ресурсов и запасов газа на севере Западной Сибири.......... 110
Глава 4. Равновесия углеводородных систем с водной фазой: газовые гидраты и влаго-
содержание природного газа................................................... 125
4.1. Общие сведения о газовых гидратах.................................... 125
4.2. Термодинамические модели расчета фазовых равновесий в системах природ-
ный газ —лед —газовые гидраты — водные растворы ингибиторов............... 130
4.3. Методика и расчеты двухфазных и трехфазных равновесий природного газа с
конденсированной водной фазой............................................. 150
4.4. Пути совершенствования показателей качества природного газа.......... 161
Глава 5. Ингибиторы газовых гидратов.......................................... 183
5.1. Термодинамические ингибиторы и особенности их применения.............. 187
5.2. Кинетические ингибиторы гидратообразования............................ 206
5.3. Ингибиторы гидратоотложения......................................... 211
5.4. Анализ экспериментальных данных по условиям гидратообразования природ-
ных газов в присутствии термодинамических ингибиторов...................... 216
Глава б. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. 232
6.1. Методические основы нормирования и прогнозирования расхода ингибиторов
гидратообразования......................................................... 232
6.2. Методы регулирования расхода ингибиторов гидратообразования........... 249
6.3. Предупреждение гидратообразования в промысловых системах.............. 283
6.4. .Ликвидация гидратных отложений в скважинах, системах сбора и промысло-
вой подготовки газа..................................................... 304
Глава 7. Технологические процессы абсорбционной осушки газа................... 312
7.1. Усовершенствованная технологическая схема двухстадийной абсорбционной
осушки газа на северных месторождениях.................................... 318
7.2. Опыт эксплуатации и модернизации основного технологического оборудова-
ния на установках комплексной подготовки газа сеноманских залежей Уренгой-
ского месторождения...................................................... 326
7.3. Особенности нормирования и прогнозирования технологических потерь гли-
колей на установках осушки газа.......................................... 346
7.4. Пути сокращения технологических потерь гликолей в системах абсорбционной
осушки газа................................................................ 366
472
Глава 8. Низкотемпературные процессы обработки природных гл:юо............... 368
8.1. Общая характеристика низкотемпературных процессор промысловой обра-
ботки газа........................................................... 371
8.2. Технологические процессы промысловой обработки природных газов валан-
жинских залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях................ 395
8.3. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования и новые
технологические процессы низкотемпературной обработки газа................ 404
8.4. Возможности применения низкотемпературных процессов при промысловой
обработке природных газов с малым содержанием тяжелых углеводородов...... 424
8.5. Опыт и перспективы применения эжекторных газодинамических устройств на
северных месторождениях................................................ 431
8.6. Термодинамические основы совершенствования инженерных методик расчета
газодинамических устройств............................................. 441
Глава 9. Актуальные направления совершенствования технологий добычи газа в ослож-
ненных условиях.......................................................... 454
Список литературы......................................................... 459
НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Гриценко Александр Иванович
Истомин Владимир Александрович
Кульков Анатолий Николаевич
Сулейманов Рим Султанович
СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА ГАЗА
НА СЕВЕРНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИИ
Заведующий редакцией Т.К. Рубинская
Редактор издательства Н.В. Сергеева
Переплет художника Н.П. Новиковой
Художественный редактор Н.П. Новикова
Технические редакторы Г.В. Лехова, Л.Н. Фомина
Корректоры Е.И. Микрякова, Л.Н. Пантелеева
Операторы И.В. Севалкина, А.Е. Конькова, М.Г. Чеснокова
Компьютерная верстка Е.Б. Рагузина
Изд. лиц. Na 010145 от 24.12.92. Лицензия продлена до 23 декабря 2002 г. Подписано в печать
с репродуцированного оригинал-макета 29.04.99. Формат 70x100 1/16. Гарнитура Балтика.
Печать офсетная. Усл. печ. л. 38,7. Уч.-изд. л. 40,0. Тираж 1000 экз. Заказ 830 /4586.
Набор выполнен на компьютерной технике
ОАО "Издательство "Недра"
125047 Москва, плТверская застава, 3
ППП "Типография "Наука” Академиздатцентр РАН
121099 Москва, Шубинский пер., 6
ДЛЯ ЗАМЕТОК