CC BY
1376ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
Технологии предупреждения гидратообразования в промысловых системах:
проблемы и перспективы
В.А. Истомин, Р.М. Минигулов, Д.Н. Грицишин, ОАО «НОВАТЭК»,
В.Г. Квон, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
В отечественной и зарубежной литературе предупреждению гидратообразования в промысловых системах традиционно уделяется большое внимание [1,2]. С развитием масштабов добычи газа и вводом новых газовых и газоконденсатных месторождений в районах Крайнего Севера возрастает актуальность проблемы предупреждения гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа. В качестве ингибитора гидратообразования в северных условиях традиционно используется метанол. На текущий момент потребность в метаноле только в ОАО «Газпром» достигает 400 тыс. т/год. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера увеличивает его стоимость как минимум в полтора-два раза. Особенно это касается удаленных месторождений, таких как Юрхаровское (ОАО «НОВАТЭК») и Находкинское (ОАО «ЛУКОЙЛ»), расположенных в районе Тазовской губы.
Ниже мы рассматриваем современное состояние проблемы и намечаем перспективы совершенствования и внедрения новых технологий.
Процессы техногенного гидратообразования могут иметь место в следующих случаях:
в призабойной зоне пласта; в стволах газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин;
в нагнетательных скважинах (например, при реализации технологии водогазового воздействия);
■ в системах внутрипромыслового сбора продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин;
СТРУКТУРА ГАЗОВОГО ГИДРАТА МЕТАНА
в технологических процессах осушки газа (например, в начальный период разработки газового месторождения в случае значительного дросселирования газа до абсорбера);
■ в низкотемпературных процессах промысловой и заводской обработки газоконденсатного и попутного нефтяного газов;
■ при магистральном транспорте природного газа при недостаточной степени его осушки;
при транспорте ШФЛУ и углеводородного конденсата;
■ в газораспределительных системах в узлах редуцирования осушенного газа.
Кратко обсудим особенности предупреждения гидратообразования в вышеуказанных случаях.
Гидратообразование в призабойной зоне скважин может иметь место только для газовых залежей с гид-ратным или близким к гидратному (т.н. «предгидратным») термобарическим режимом. В перспективе при обсуждении особенностей освоения реальных газогидратных и газ-газогидратных залежей следует детально рассматривать возможность «вторичного гидратообразования» в призабойной зоне эксплуатационных скважин при разработке таких
залежей на истощение. Технология предупреждения гидратообразования здесь заключается в локальном нагреве призабойной зоны забойными нагревателями различного типа (в частности, микроволновым нагревом), а также в использовании термодинамических ингибиторов (с их периодической закачкой в пласт). Последняя технология (закачка метанола в пласт) активно использовалась в начальный период разработки Мессояхского газового месторождения. Пластовые термобарические условия этого месторождения на момент начала разработки практически совпали с условиями гидратообразования чистого метана, поэтому в призабойной зоне газовых скважин имело место отложение газогидратов (при прекращении метанольных обработок).
В ближайшей перспективе интересными объектами техногенного гидратообразования, которым следует уделить особое внимание, являются продуктивные пласты ряда месторождений Восточной Сибири, формально попадающие в гид-ратный термобарический режим. Однако гидраты в них фактически отсутствуют, поскольку пластовая вода является сильно минерализованной (вплоть до рассолов). В такой ситуации сохраняется возможность гидратообразования как в призабойной зоне пласта, так и в стволах скважин за счет выделения из газа конденсационной влаги.
Кроме того, следует иметь в виду, что при газодинамических исследованиях газовых скважин накопление гидратов в призабойной зоне может усложнять интерпретацию и/или искажать результаты этих исследований. Проведенный нами анализ газодинамических исследований разведочных скважин Бова-ненковского месторождения пока-
32 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GA7QHIMIYA.ru
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
зал, что в большинстве случаев при исследовании скважин призабойная зона попадала в гидратный режим. Влияние гидратообразования на результаты газодинамических исследований в призабойной зоне недавно анализировалось специалистами фирмы «Шлюмберже».
Процесс образования гидратов в пласте возможен при закачке холодной воды (с температурой плюс 10°С и ниже) в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири [3-5].
Гидратообразование в стволах скважин пока что редкое явление в практике добычи традиционного газа, т.к. в проектах разработки и обустройства месторождений рекомендуется использование безги-дратного технологического режима эксплуатации скважин. В то же время при разработке газогидрат-ных залежей стволы скважины в большинстве случаев будут работать в гидратном режиме. Разработку газогидратной залежи на истощение целесообразно сравнивать с обычными газовыми залежами на поздней стадии их разработки. В этих двух случаях актуальны вопросы извлечения вместе с газом попутной воды, поэтому технология предупреждения гидратообразования должна тесно увязываться с предлагаемой технологией добычи воды и газа. Здесь ряд интересных технологических решений предлагают специалисты РГУ нефти и газа
имени. И.М. Губкина [6]. Недавно ими разработана технология, при которой снижение давления для разложения гидратной залежи сочетается с откачкой пластовой воды погружными насосами. При этом пластовая вода либо подается на поверхность земли для хозяйственных нужд, либо закачивается в нижележащий пласт. В обоих случаях газ добывается по затрубному пространству скважины.
Имеются особенности образования гидратов и их предупреждения в нефтяных скважинах, пробуренных сквозь зону распространения многолетнемерзлых пород (ММП). В частности, анализировалась возможность образования гидратных пробок как в насосно-компрессор-
Гидраты природных газов
Газовые гидраты — твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (водного раствора), льда, водяных паров и низкомолекулярных газов. По внешнему виду напоминают лед или снег. Относятся к клатратным соединениям. Открыты более 200 лет назад. Область термодинамической стабильности охватывает и положительные (по Цельсию) температуры. При умеренных давлениях газовые гидраты природных газов существуют вплоть до +20...+25°C.
Газовые гидраты подразделяют:
— на техногенные (гидратообразование в шлейфах, стволах скважин, УКПГ, газопроводах, а также специально образованные гидраты для технологических целей);
— природные (скопления гидратов и их залежи на суше и в морских осадках).
ных трубах (НКТ), так и в затруб-ном (кольцевом) пространстве скважины [7-10]. Гидратообразование в НКТ связано с тем, что при движении нефти происходит ее разгазирование с образованием водонасыщенной газовой фазы, что и способствует образованию гидратов в интервале ММП. В затрубном пространстве, где имеют место массообменные процессы и фазовые переходы, процесс гидратообразования носит более сложный характер и зависит от расположения линии динамического уровня. При расположении динамического уровня ниже зоны ММП гидратообразование происходит на стенках эксплуатационной колонны из сконденсировавшейся воды и газа, выделившегося из нефти. При расположении динамического уровня в зоне ММП или выше образование гидратов может происходить уже из воды и гидратообразующих газовых компонентов, растворенных в нефти. При этом существенную роль играет обводненность нефти. Зачастую гидратообразование сопровождается и парафиноотложением на стенках эксплуатационной колонны. Это связано с тем, что по мере охлаждения и разгазирования нефти в ходе движения от забоя к устью скважины происходит ее перенасыщение твердыми парафинами. Таким образом, возможно образование смешанных парафиногид-ратных отложений. Методы борьбы с парафиногидратными отложени-
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 33
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
Под газогидратными технологиями понимают использование процессов образования и разложения газовых гидратов в различных отраслях промышленности, включая и нефтегазовую отрасль. Возможности гидратных технологий на уровне патентных проработок рассматриваются с начала 40-х годов, когда были предложены первые способы хранения газа в газогидратном состоянии
ями заключаются, главным образом, в тепловых воздействиях на скважину [10]. Для этого используют промывки скважины горячей депарафинизированной нефтью, конденсатом, а также электроподогрев и др.
Также здесь следует обсудить проблему гидратообразования в стволах нагнетательных скважин при водогазовом воздействии на нефтяной пласт. Водогазовое воздействие осуществляется, в частности, с использованием установок бустерных насосов, развивающих высокое давление нагнетания водогазовой смеси. Эта технология недавно была реализована ОАО «РИТЭК» на ВосточноПеревальном месторождении. На первых же этапах испытания бус-терной установки специалисты
ОАО «РИТЭК» столкнулись с несколькими проблемами, одной из которых являлось гидратообразование в стволе нагнетательной скважины (с полным перекрытием сечения трубы гидратами и остановкой процесса закачки водогазовой смеси). Практика показала, что обычные методы борьбы с гидратообразованием посредством применения метанола здесь совершенно неэффективны. В связи с этим специалистами ОАО «РИТЭК» при участии специалистов ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ» и МГТУ им. Баумана была разработана технология водогазового воздействия с системой предупреждения гидратообразования в стволе нагнетательной скважины [11]. Система осуществляет оптимальный электроподогрев нагнетательного
трубопровода, обеспечивая отсутствие гидратов в стволе скважины, при этом мощность электроподогрева уменьшается во времени (из-за прогрева околоскважинного пространства и соответствующего уменьшения теплопотерь).
Перейдем к рассмотрению систем нефте- и газосбора с точки зрения возможности техногенного гидратообразования. Надо отметить, что гидратообразование в системах сбора продукции газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин — явление, характерное как для северных, так и для морских месторождений. Здесь актуальными на сегодняшний день являются следующие вопросы:
варианты автоматизации расхода ингибиторов в шлейфах (не-
34 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
тривиальность задачи состоит в переменном дебите пластовой воды в зависимости от производительности скважины, наличия многих скважин в кусте, варьирования температуры газа при теплообмене трубопровода с окружающей средой и др.);
анализ возможности работы промысловых трубопроводов (шлейфов) с «гидратной корочкой на стенке трубы» при безгидратном режиме в ядре турбулентного газового потока;
пути использования новых «низкодозируемых ингибиторов» в благоприятных для этого термобарических ситуациях;
рассмотрение «теплых шлейфов» как естественных аппаратов для отдувки летучего ингибитора гидратообразования (метанола) в газовую фазу из отработанного во-дометанольного раствора (ВМР).
Эти вопросы детально рассмотрены в обзорной публикации [12].
В технологиях адсорбционной осушки газа также могут возникать гидратоопасные режимы эксплуатации.
Например, на начальной стадии разработки сеноманских залежей Западной Сибири гидратообразование возможно как в системах сбора, так и при дросселировании газа перед абсорбером до рабочего давления (7,6-7,8 МПа). Этот вопрос детально проанализирован в [13] применительно к начальной стадии разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения. Здесь на входе в УКПГ из-за дросселирования газа отмечались достаточно высокие концентрации метанола (20-30 мас. %) во входных сепараторах, что приводило к работе абсорбера не только в режиме осушки газа от влаги, но и в режиме извлечения из газа паров метанола. Другой аспект — предупреждение гидрато-ообразования в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) сырого га-
за (после дожимной компрессорной станции (ДКС) на поздней стадии разработки сеноманских залежей при компримировании газа на промысле с использованием двух ступеней ДКС. Здесь для ингибирования АВО использование концентрированного метанола экономически не всегда целесообразно, поскольку сразу приводит к высоким его удельным расходам (до 300 г/1000 м3 газа и более). В связи с этим в ООО «Газпром добыча Уренгой» при нашем участии разработан ряд оригинальных технологий, позволяющих расширить возможности охлаждения и обеспечить практически безгидратный режим работы АВО сырого газа (рециркуляция осушенного газа, рециркуляция гликоля, варианты двухступенчатой осушки газа, автоматизация АВО и др. [14]).
Следует отметить и развиваемое в ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург» и ООО «Газпром добыча Надым» важное направление — автоматизацию работы АВО сырого газа, позволяющую обеспечить безгидратный режим его работы. Так, например, на ДКС первой ступени сжатия сеноманских УКПГ Уренгойского месторождения смонтирована система автоматического управления (САУ) электродвигателями вентиляторов АВО. Система предназначена для обеспечения автоматического поддержания заданной температуры газа в выходном коллекторе АВО за счет плавного изменения частоты и направления вращения вентиляторов независимо от изменения температуры газа на входном коллекторе АВО и температуры воздуха (в зимнее время). При этом не допускается полного загидрачивания трубок АВО и исключаются их разрывы. Предотвращение гидратообразования осуществляется путем поддержания температуры газа на
выходе секций не ниже точки росы и изменения направления вращения электродвигателей вентиляторов АВО на противоположное в зависимости от температуры трубок секции. Аналогичные технические решения сейчас прорабатываются и специалистами ОАО «НОВАТЭК».
Следующий вопрос — особенности предупреждения гидратообразования в технологических аппаратах подготовки природного газа газоконденсатных месторождений: в АВО газа, теплообменниках «газ — газ» и «газ — конденсат», сепараци-онном оборудовании, а также в газодинамических устройствах (дросселях, эжекторах, газодинамических сепараторах).
Проанализируем технологию рециркуляции и отдувки метанола на УКПГ газоконденсатных месторождений, разработка которых на установках низкотемпературной сепарации (НТС) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) начата еще в начале 1985 г. сразу после ввода в эксплуатацию валанжинских залежей Уренгойского НГКМ (УКПГ-2В) и обнаружения высоких концентраций метанола в низкотемпературных сепараторах и разделителях. Специалистами
Газовые гидраты
Известны как индивидуальные газовые гидраты (ГГ), которые могут быть описаны общей формулой M n№O, так смешанные гидраты, в состав которых входят несколько газов — гидратообразователей. Гидрат-ное число п, характеризующее состав гидрата. т.е. количество молей воды, приходящихся на моль включенного газа может меняться в широких пределах. Причина варьирования гидратного числа п в зависимости от состава природного газа и термобарических условий — возможность частичного заполнения малых полостей газогидратных структур, тогда как большие полости в гидратной структуре всегда заполняются практически полностью. Состав ГГ природных газов (гид-ратное число п в формуле M nH2O) зависит от степени заполнения полостей в газогидратных каркасах и может быть рассчитан из данных по фазовым равновесиям. Для ГГ, образованных из природных газовых
смесей характерные значения гидратных чисел п=6а7. Основные компоненты природного газа СН4, ОЫ, GHs, iso-GH™, CO2, N2, H2S и инертные газы Аг, Kr, Xe образуют как индивидуальные, так и смешанные гидраты. Тогда как n-GH™, cyclo-GHw, а также некоторые жидкие углеводороды с более крупными молекулами (типа метилциклогексана) могут образовывать только смешанные гидраты. В 1 м3 газового гидрата может содержаться до 164 м3 газа. Газовый гидрат метана горит на воздухе. Природные газы чисто газовых месторождений например, сеноманские газы Западной Сибири (при содержании пропана и изобутана менее 0,4-0,6 %), а также газы, содержащие значительное количество неуглеводородных компонентов (сероводорода и азота) образуют гидраты КС-I, тогда как для природных газов газоконденсатных месторождений характерно образование гидратов КС-II.
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 35
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
Основные типы кристаллических решеток газовых гидратов
Кубическая КС-I — ОЦК
Число молекул воды в элементарной ячейке — 46 В ячейке малых полостей — 2 Больших полостей — 6
Кубическая КС-II — ГЦК
Число молекул воды в элементарной ячейке — 136 В ячейке малых полостей — 16 Больших полостей — 8
Гексагональная ГС-III или H-structure
Число молекул воды в элементарной ячейке — 34 Количество малых полостей — 5 (двух типов) Сверхбольших полостей — 1
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром добыча Уренгой» на основе выполненного анализа физикохимических особенностей распределения по фазам летучего и растворимого в конденсате ингибитора — метанола впервые была поставлена и решена задача оптимизации расхода метанола посредством его рециркуляции на одной и той же технологической линии подготовки газа (патент РФ № 1350447). Несколько позже точно такая же технология рециркуляции потоков метанола в низкотемпературном процессе подготовки газа была предложена и во Французском институте нефти, названная процессом ИФПЕКСОЛ (IFPEXOL). Рецир-
куляционная (отдувочная) технология в дальнейшем была конкретизирована в серии последующих патентов и публикаций специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ЦКБН и других организаций. Следует отметить, что технология рециркуляции водометанольных потоков применима и при переходе на термодинамически более эффективные низкотемпературные процессы промысловой подготовки газа газоконденсатных залежей, т.е. использование детандер-компрессорных агрегатов, волновых детандеров, сверхзвуковых газодинамических сепараторов, вихревых труб и пр.
Внедрение технологии одно- и двухконтурной рециркуляции водо-метанольных потоков впервые осуществлено на УКПГ-5В и 8В Уренгойского НГКМ в конце 80-х гг. Дальнейший этап развития рассматриваемых технологий начался в 1993-1994 гг. после принятия в ООО «Газпром добыча Уренгой» решения о реконструкции верхней секции входного сепаратора на одной из технологических линий УКПГ-2В с целью реализации технологии отдувки метанола. Указанная технология была всесторонне испытана в период 19981999 гг. с положительными результатами. Параллельно подобная работа стала проводиться и в ООО «Газпром добыча Ямбург» применительно к ва-ланжинской УКПГ-1В.
Анализ эксплуатации опытного сепаратора-десорбера на УКПГ-2В позволил рекомендовать технологию отдувки метанола в качестве проектного решения при обустройстве валанжинской залежи Ен-Яхинского НГКМ (УКПГ-11В, эксплуатируется с 2004 г). На этой установке НТС в отличие от других валанжинских УКПГ в технологическую схему уже на стадии технологического проектирования были включены специализированные тарельчатые аппараты — десорберы-сепараторы. Аналогичная технология включена в проекты разработки и реализована на ряде месторождений ОАО «Томскгазпром» и др. Тех-
ТЕХНОЛОГИЯ «ОПТИМЕТ»
С ОТДУВКОЙ МЕТАНОЛА В ДЕСОРБЕРЕ-СЕПАРАТОРЕ НА ГОРЯЧЕМ ПОТОКЕ ГАЗА ПОСЛЕ ДКС
Ингибитор
Газ
т
<-
Ингибитор
____І_____
Конденсат
Водная фаза
1 — кусты газоконденсатных скважин; 2 — первичный сепаратор; 3 — дожимная компрессорная станция; 4 — десорбер; 5 — аппарат воздушного охлаждения газа; 6,8 — теплообменники «газ-газ»; 7 — промежуточный сепаратор; 9 — дроссель; 10 — концевой низкотемпературный сепаратор
36 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
нология отдувки метанола внедрена с нашим участием на установках НТС ачимовских залежей. В частности, на предприятии ЗАО «Ачимгаз» технология отдувки метанола показала весьма высокую эффективность, т.е. фактически были обеспечены проектные показатели работы включенного в технологическую схему десорбера-сепаратора.
Упрощенный вариант рециркуляционной технологии (ВМР из низкотемпературного сепаратора подается в шлейфы кустов скважин или на вход в УКПГ) сейчас используется рядом проектных организаций как типовое решение при технологическом проектировании ряда новых месторождений Западной Сибири. Ряд упрощенных технических решений по реализации от-дувки метанола также внедрен на предприятиях ОАО «НОВАТЭК».
Следует отметить, что на поздней стадии (например, при текущих термобарических режимах работы ва-
ланжинских УКПГ Уренгойского НГКМ) предложенный вариант отду-вочной технологии ингибирования установок НТС снижает свою эффективность из-за повышения концентрации метанола в водной фазе во входных сепараторах (и увеличения тем самым количества паров метанола в отдувочном газе). Однако после подключения ДКС в голове технологического процесса установок НТС появляются новые возможности для утилизации и отдувки метанола без строительства установки регенерации метанола методом ректификации. Применительно к поздней стадии эксплуатации газоконденсатных залежей при подключении ДКС в голове технологического процесса НТС ООО «Газпром добыча Уренгой» совместно с ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ» разработали новую модификацию технологии отдувки метанола — технологический процесс «Опти-мет» (см. рис.). Здесь предлагается двухконтурная рециркуляция ВМР с
целью компенсации последствий процесса испарения воды из ВМР в горячем потоке газа.
В принципиальном отношении технология «Оптимет» и ее модификации применимы для любой низкотемпературной технологии промысловой подготовки газа газоконденсатных залежей при подключении ДКС в голове технологического процесса. Важно отметить существенную гибкость разработанной технологии, т.е. ее способность адекватно реагировать на изменения параметров работы УКПГ. Недавно эта технология внедрена на УКПГ-2 В Уренгойского НГКМ. Получены обнадеживающие результаты, идет доработка технологии. Что касается автоматизации ингибирования систем сбора и промысловой подготовки газа, то здесь имеется ряд принципиально важных разработок, выполненных в ООО «Газпром добыча Уренгой» и ООО «Газпром добыча Ямбург», на
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 37
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
В ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Метапроцесс» были разработаны основные технические решения по малотоннажной установке производства метанола применительно к Юрхаровскому ГКМ. Весьма существенно, что при реализации этого проекта были поставлены и решены вопросы интеграции установки производства метанола в объекты УКПГ
которых мы здесь не имеем возможности останавливаться (см., например, [14, 15]).
Следующая группа вопросов — это регенерация и производство ингибиторов гидратообразования (прежде всего, метанола) непосредственно в промысловых условиях.
Регенерация метанола является важным элементом технологии на газодобывающем предприятии. Это обусловлено, прежде всего, экономическими соображениями (вторичное использование отработанного метанола). Помимо этого, жесткие экологические требования, предъявляемые к очистке сточных вод, вынуждают предприятия искать новые подходы к разработке технологий утилизации загрязненных (метанолом, ДЭГом) сточных вод. Сведения об основных технологиях регенерации метанола и очистки промышленных вод приведены в [1,12, 16]. В настоящее время технологии регенерации метанола продолжают развиваться. Так,
в [17, 18] приводится описание новой технологии разделения метанолсодержащих растворов. В технологическую схему последовательно включены блок электроэрозионной очистки и массообменный блок. В первом блоке предварительная очистка растворов проходит в реакторе электроэрозионного диспергирования, где очищаемая жидкость в слое железных гранул подвергается воздействию импульсного напряжения величиной до 600 В. Далее жидкость фильтруется и отстаивается. Второй блок представляет собой комбинации, составленные из ректификационной колонны и колонны-десорбе-ра, а также из вспомогательного оборудования. Выбор комбинации определяется оптимизацией энергетических затрат для условий конкретного предприятия. В целом технология отличается гибкостью схемы регенерации метанола, что ведет к повышению эффективности использования метанола.
В последнее время практически реализован давно обсуждаемый в отрасли вопрос производства метанола в условиях газодобывающего предприятия. Здесь успехи достигнуты на Юрхаровском ГКМ ОАО «НОВАТЭК».
Начиная с 2002 г. в ОАО «НОВАТЭК» были начаты поиски путей промысловой адаптации ряда методов получения метанола на малогабаритных установках: неполным окислением метана и через промежуточную стадию получения синтез-газа с последующим каталитическим превращением в метанол [12]. Сделаны практические выводы по обеспечению рентабельности таких установок:
максимально упростить процессы с технологической точки зрения;
■ эффективно утилизировать тепловые потоки;
■ максимальным образом совместить технологические процессы производства метанола на УКПГ,
38 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
тем самым существенно сократить капитальные затраты.
В итоге проведенного анализа были разработаны в ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Метапроцесс» основные технические решения по малотоннажной установке производства метанола применительно к Юр-харовскому ГКМ [19, 20]. Весьма существенно, что при реализации этого проекта были поставлены и решены вопросы интеграции установки производства метанола в объекты УКПГ
Исходным сырьем для производства метанола является природный газ. В основе технологии получения метанола лежат следующие процессы:
паровая каталитическая конверсия парогазовой смеси под давлением 2,2 МПа при температуре 850°С в присутствии никелевого катализатора;
■ рекуперация теплоты конвертированного газа с выработкой пара для технологических нужд производства;
■ охлаждение и осушка конвертированного газа;
компримирование конвертированного газа на первой ступени сжатия до 4,55 МПа, циркуляционного газа после смешения со свежим на второй ступени сжатия до 5,0 МПа;
■ синтез метанола на низкотемпературном медьсодержащем катализаторе СНМ-1 под давлением 5,0 МПа при температуре 220-280°С;
ректификация метанола-сырца для получения конечного продукта — метанола концентрации 93% масс.
При этом была поставлена и решена задача минимизации негативного воздействия на окружающую природную среду технологии малотоннажного производства метанола в промысловых условиях, в том числе по выбросам газов в атмосферу, сточным водам в водоем и твердым отходам. Сбросы и выбросы минимизировались и утилизировались в целом по УКПГ (т.е. суммарно по установкам подготовки газа и производства метанола). В итоге полученные удельные показатели потребления основных природных ресурсов, электроэнергии, а также удельного водопотребления, водоотведения и выбросов загрязняющих веществ в атмосферу оказались ниже, чем на крупных производствах метанола. Разработанные технические решения обеспечили экологическую безопас-
ность производства метанола на Юрхаровском ГКМ и позволили отказаться от транспортировки метанола на месторождение наземным и водным транспортом (что исключило экологические риски в случаях аварийных ситуаций при доставке метанола).
Наконец, кратко обсудим вопросы нормирования метанола в связи с недавно введенным в действие СТО Газпром 3.1-3-010-2008 «Методика нормирования норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром». Этот нормативный документ устанавливает общие правила и порядок расчета норм расхода химреагентов (метанол, ДЭГ, ТЭГ) в ОАО «Газпром», в его дочерних обществах и организациях. Также представлены особенности применения стандарта в системах сбора и подготовки газа, дан анализ схемы расчета ряда величин, входящих в схему нормирования ингибиторов гидратообразования. В частности, отмечается, что методика принципиально применима и в случае использования смешанного ингибитора, в состав которого входит нелетучий компонент, например в случае выноса скважинами сильно минерализованной воды. Нами проанализированы особенности применения данного стандарта в следующих случаях:
■ рециркуляционные схемы подачи метанола на установках НТС, назначение которых — оптимальное использование ингибитора за счет повторного использования его отработанного раствора;
■ схемы подготовки газа с использованием десорбера-сепаратора;
узлы редуцирования газа на газораспределительных станциях. Здесь отмечено, что при ингибировании узла в ходе редуцирования газа следует учитывать стадию изоэнтропийного расширения газа;
газопроводы осушенного газа, где в случае нарушения технологического регламента эксплуатации газопровода возможно образование гидратов (непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования жидкой воды).
Подводя итоги развития технологий предупреждения гидратообразования в промысловых системах, выделим основные актуальные направления дальнейших исследований.
1. Разработка рекомендаций по практическому использованию новых для отечественной газовой промышленности ингибиторов гидратообразования — этиленгликоля (для Штокмановского и Бова-ненковского месторождений) и изопропилового спирта (газораспределительные системы, проводка
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 39
ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ
скважин через зону гидратонасыщенных пород и др.).
2. Cовершенствование методов автоматического регулирования расхода ингибиторов гидратообразования как на новой базе исполнительных механизмов (например, можно отметить недавние разработки НПФ «Вымпел»), так и с использованием новых технологических подходов. Здесь имеется в виду разработка новых подходов к регулированию расхода метанола, прежде всего в системах промыслового сбора газа. Важно подчеркнуть, что уже пройден этап инженерных проработок и промысловых исследований и определены новые критерии идентификации газогидратных отложений.
3. Разработка и внедрение новых газодинамических процессов промысловой подготовки газа (термогазодинамическая сепарация, трехпоточные вихревые трубы и др.), в которых удельный расход ингибиторов гидратообразования существенно сокращается. В частности, указанные процессы могут оказаться оптимальными при освоении глубокозалегающих месторождений на предварительной стадии промысловой подготовки газа и конденсата газоконденсатных залежей. Здесь нужно подчеркнуть,
что при использовании газодинамических технологий существенно сокращается расход ингибитора гидратообразования (используется тот факт, что гидраты не успевают образовываться в сверхзвуковом потоке).
4. Определение наиболее благоприятных ситуаций для технологи-
ческого использования новых низкодозируемых ингибиторов гидратов (т.е. кинетических ингибиторов и ингибиторов эмульсионного типа) и разработка методологии автоматического регулирования расхода таких ингибиторов. В настоящее время подобные ингибиторы уже используют за рубежом в морских газопроводах сырого газа на ряде месторождений Северного моря, а также Мексиканского залива. Проведенные предварительные проработки показывают возможности их использования в системах сбора газа газоконденсатных залежей в весенне-летний период при подземной прокладке шлейфов и коллекторов.
5. Разработка новых вариантов рентабельных технологий малотоннажных производств метанола и других ингибиторов непосредственно в промысловых условиях. Здесь особое внимание следует обратить на опыт ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Метапроцесс» по реализации двух проектов производства метанола из природного газа на Юрха-ровском ГКМ. Следует отметить высокую интегрированность технологии производства метанола с установкой промысловой подготовки газа и наличие ряда экологических преимуществ. ГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Истомин В.А., Квон В.Г.. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. — 508 с.
2. Джон Кэрролл. Гидраты природного газа. — М.: Премиум инжиниринг, 2007 — 318 с.
3. Абрамов Д.А., Абрамов А.С., Малышев А.Г. Образование гидратов при моделировании условий вытеснения нефти из осинского горизонта Талаканского месторождения последовательными оторочками воды и газа // Нефтяное хозяйство, 2006, №5. — С. 88-90.
4. Малышев А.Г., Малышева Г.Н., Ясинский Ю.А. Условия гидратообразования в нефтегазоводяных скважинах // Нефтяное хозяйство, , 1986. — №2. — С. 20-23.
5. Каптелинин Н.Д., Малышев А.Г., Малышева Г.Н. О возможности образования гидратов в нефтяном пласте. // Нефтяное хозяйство, 1978. — №1. С. 43-45.
6. Дроздов А.Н., Булатов Г.Г. Технология механизированной эксплуатации скважин газогидратных месторождений установками погружных насосов // Тезисы Международной конференции «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений». М.: Нефть и газ, 2009. — С. 107-108.
7. Вятчинин М.Г., Праведников Н.К., Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Условия и зоны гидратообразования в затрубном пространстве нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство, 2001. — №6. — С. 56-57.
8. Вятчинин М.Г., Праведников Н.К., Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Закономерности гидратообразования в затрубном пространстве нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство, 2001. — №4. — С. 54-57.
9. Вятчинин М.Г., Баталин О.Ю., Вафина Н.Г., Щепкина Н.Е. Определение режимов и зон гидратообразования в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство, 2000. — №7. — С. 38-43.
10. Малышев А.Г., Черемисин Н.А. Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием // Нефтяное хозяйство, 1997. — №9. — С. 62-69.
11. Кокорев В.И., Чубанов О.В., Харланов С.А., Нургалиев Р.Г. Разработка и внедрение водогазовых методов повышения нефтеотдачи пластов в ОАО «РИТЭК» // Территория НЕФТЕГАЗ, 2008. — № 9. — С. 42-49.
12. Истомин В.А., Квон В.Г., Юнусов Р.Р., Грицишин Д.Н. Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях // Обз. инф. Сер.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. — C. 72.
13. Минигулов Р.М., Лебенкова И.В., Баскаков А.П., Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа Заполярного месторождения. Газовые гидраты (спецвыпуск), прилож. к журналу «Газовая промышленность». — М. Газойл пресс, 2006. — С. 62-64.
14. Ланчаков Г.А., Истомин В.А., Ставицкий В.А., Цветков Н.А., Колинченко И.В. Технологии предотвращения гидратообразования на Уренгойском НГКМ // Газовая промышленность, 2008. — № 8. — С. 43-47.
15. Ахметшин Б.С., Дьяконов А.А, Файзулин А.Д. и др. Система автоматического предупреждения образования гидратов в шлейфах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера // Наука и техника в газовой промышленности, 2009. — № 1. — С. 69-77.
16. Андреев О.П., Арабский А.К., Бублей А.Л. и др. Новая технология переработки метанолсодержащих вод техногенного происхождения // Газовая промышленность. 2004. — №10. — С. 44-47.
17. Тимошенко А.В., Анохина Е.А., Бублей А.Л. и др. Повышение эффективности регенерации метанола на газодобывающих предприятиях // Химическая промышленность сегодня, 2008. — №9. - С. 37-40.
18. Лятс К.Г. Проектирование и режимы эксплуатации уникальной малотоннажной установки по производству метанола на Юрхаровском месторождении // Наука и техника в газовой промышленности, 2008. — №1. — С. 101-106.
19. Шевкунов С.Н., Дедовец С.А., Ушаков С.Н., Лятс К.Г. и др. Малотоннажные установки по производству метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера // Газохимия, 2008. — №1. — С. 58-61.
20. Юнусов Р.Р. Кудрин А.А., Грицишин Д.Н., Шевкунов С.Н., Истомин В.А. Совершенствование технологии промысловой подготовки газа на Юрхаровском ГКМ // Газовая промышленность, 2008. — № 3. — С. 29-33.
40 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
