иметь температуру застывания ниже -45°с и обладать текучестью при низких температурах.
Удаление отложений солей.
Для удаления карбонатных отложений рекомендуются соляно-кислотные обработки. Удаление отложений гипса рекомендуется проводить раствором каустической соды. А затем для удаления продуктов реакции - гидроокиси кальция (Са(ОН)2) - целесообразно проводить еще и солянокислотную обработку.
Химические обработки скважин проводятся с помощью ГКНТ
(гибкие насосно-компрессорные трубы) - CTL компании Dowell (Schlumberger).
Выводы, практические предложения и рекомендации
Величина внешнего давления и степень переохлаждения процесса определяет в значительной степени скорость образования зародышей кристаллизации гидрата. С увеличением давления скорость образования зародышей кристаллизации растет. При повышении степени переохлаждения скорость образования зародышей кристаллизации резко возрастает, а достигнув определенного значения при заданном давлении, плавно снижается. Чтобы определить места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости (p-t), т.е. фактическое изменение давления и температуры потока газа. Образование и накопление гидрата произойдет при снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды ниже равновесной. Пластовая температура газа для Карачаганакского месторождения, составляющая 67 - 89 °С, образование гидратов в стволе скважины маловероятно. При возможности образования гидратов в стволе можно предотвратить гидратообразование подачей ингибиторов (метанола, гликоля, растворов солей) в поток газа. Основными местами гидратных пробок являются система промысловой подготовки газа, конденсата, а также система внутрипромыслового сбора и транспорта. Определив основные места образования и интенсивность накопления гидратов в системах сбора и подготовки газа, можно построить графическую зависимость равновесной температуры гидратообразования и фактической температуры газового потока для своевременного принятия необходимых защитных мер. Для борьбы с гидратообразованием на месторождении применяются следующие методы: 1) осушка газового потока от влаги методами сорбции или низко температурной сепарации с понижением точки росы; 2) поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре. Исследования показывают, что наиболее приемлемым для Карачаганакского месторождения является метод ввода противогидратных ингибиторов в поток транспортируемого газа, так как наиболее вероятно образование гидратов в наземной части технологического оборудования месторождения. 3) ввод в газовый поток ингибиторов против гидратообразования.
В качестве противогидратных ингибиторов широко
применяются растворы спиртов, и их различные смеси. Наиболее приемлемый
ингибитор гидратообразования для данных условий - метиловый спирт. Наряду с
широким применением метанола проходят испытания комплексного реагента против
парафиногидратного отложения СНПХ-ИПГ-11«А» российского производства
(Татарстан). Экспериментальные данные представлены в таблице 1.
Таблица 1 Данные испытания ингибитора комплексного действия
|
Наименование |
Дозировка |
Эффективность |
Фирма |
|||
|
реагента |
ингибитора, г/м3 |
применения, % |
изготовитель |
|||
|
СНПХ-ИПГ-11 |
50 |
27,80 |
Татарстан |
100 |
29,86 |
|
|
|
200 |
34,17 |
|
|||
|
|
300 |
32,56 |
|
Как видно из результатов испытания при дозировке 50
г/м3 эффективность реагента составляет 27,8 %, при увеличении дозировки
реагента до 300 г/м3 эффективность действия реагента увеличивается только на
4,76 % и достигает значения 32,56 %, т.е. реагент требует дальнейшей доработки
и дополнительных лабораторных и промысловых испытаний для выработки
рекомендаций и предложений.
Выводы
Анализ материалов по борьбе с отложениями парафина и гидратообразования и проведенные исследования на месторождения Карачаганак показывает следующее:
1. Температура начала кристаллизации парафинов из газоконденсата Карачаганака находится в пределах 33-36 °С.
2. Интервал температуры выпадения основных масс твердых парафинов- от 25 °С до 0 °С и достигает максимума при 15-25 °С.
3. На поверхности оборудования и трубопроводов месторождения Карачаганак образуются не только чисто парафиновые отложения, но и отложения с включением в них гидратов, т.е. гидратопарафиновые отложения.
4. Для эффективной борьбы против гидратообразования необходимо знание следующих показателей:
5. а) количества влаги, содержащейся в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе;
6. б) фактической температуры в газопроводе; в) влагосодержания газа в точках ввода и вывода ингибитора;
7. Эффективным решением проблем, связанных с отложениями парафина и образованием гидратных пробок на месторождении Карачаганак является применение метанола реагентов комплексного действия.
Результаты иисследований гидратообразования при сборе и подготовке газа и газоконденсата методом поинтервальных комплексных исследования на установке «Порта-Тест» показали, что только изменением технологических параметров невозможно предотвратить гидратообразования в промысловых трубопроводах и оборудовании.В настоящее время на Карачаганакском месторождении для предотвращения и ликвидации гидратообразовании в промысловых трубопроводах системы сбора и подготовки газоконденсата применяют метанол.
Результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных способов борьбы с образованием гидратных пробок нефтегазоконденсатных месторождений показали эффективность применения метанола.
Комплексные исследования с применением методов сорбции, низкотемпературной сепарации, водоантигидратных ингибиторов показали эффективность применения метанола в пределах всех вышеуказанных объектов.
Результаты оптимизaции способов и рeжимов подачи растворов химреагентов показали, что
концентрация метанола в газе должна быть в пределах 0,416г/м3, при которой период остановки насосов
составляет 1 месяц.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аль-Жади Р.А. Прикаспийская впадина - важнейший нефтегазоносный бассейн северо-восточного средиземноморья // Нефть и газ 2004 № 1 с 15-23
. В.С.Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»,-М., «Недра» 1990-с.350
. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.
. Оркин К. Г, Юрчук А. М. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. М., Недра, 1967г
. Басниев К.С., Добыча и транспорт газа и конденсата./ К.С. Басниев.- М., Недра, 1987.
. Гиматудинов Ш.К., Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений./ Ш.К. Гиматудинов.-М., Недра, 1987.
7. Ермеков А.К., Келбет А.С. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений./ А.К. Ермеков. - Актау, 2001.
8. Закиров С.Н., Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений./ С.Н.Закиров. - М.., Недра, 1989.
9. Коротаев Ю.П., Добыча, транспорт и подземное хранение газа./ Ю.П. Коротаев. - М., Недра, 1984.
10. Коротаев Ю.П. Теория проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Ю.П Коротаев. - М., Недра, 1989.
11. Лепук Б.Б., Теоретические основы разработки месторождений природных газов./ Б.Б Лепук. - М., Недра, 2002.
12. Муравьев В.М., Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений./ В.М Муравьев. - М., Недра, 1984.
. Вяхерев Р.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхерев. - М., Недра, 2000.
4. Гвоздев М.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений./ М.И. Гвоздев. - М., Недра, 1988.
5. Мирзаджанзаде Х., Технология добычи природных газов./ Х. Мирзаджанзаде. - М., Недра, 1984.
6. Рассохин Г.В., Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Г.В. Рассохин. -М., Недра, 1988.
17. Абдурахманов Г. С. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1969.
18. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., ГноевыхА.Н. Винтовые забойные двигатели. - М.: Недра, 1999.
19. Буровое оборудование: Справочник. Т.1. - М.: Недра, 2000.
20. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993.
21. Гайворонский А. А., ЦыбинА.А. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1993.
22. Грей Дж. Р., Дарли Г.С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.: Недра, 1985.
23. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. - М.: Недра, 1980.
24. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980.
25. Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. - М.: Недра, 1989.
26. Технология бурения нефтяных и газовых скважин / М.Я. Беркович, М. Р. Мавлютов, А. И.Спивак и др. - М.: Недра, 1969.
. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.
. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ на Карачаганакский Перерабатывающий Комплекс ТР - 34 - 2008
29. Технологическая схема разработки месторождения КНГКМ. Казахский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа. 1999г.
30. Технологический регламент на установку комплексной подготовки газа УКПГ-2. РК ТОО «ИНТЕК»
1. Проект развития месторождения Карачаганак. ERGU-2, Том 1, НИПИнефтегаз, Лондон-Актау, 1999 г.
32. Рекомендации по предотвращению гидратообразований, парафиноотложений и коррозии при работе комплексной подготовки газа на КНГКМ. ВНИИгаз, М., 1989г.
33. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК 1996
34.Отчет о научно-иследовательской работе «Изучение газогидродинамических свойств основной залежи Карачаганакского НГКМ ». А.К. Кормишин и др., институт «Волго-УралНИПИгаз», Оренбург, 1990 г.
35. Проект опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного месторождения. (Отчет ВНИИгаз и ВолгаУрал НИПИгаз). Андреев О.Ф., Тарнавский А.П. и др. Москва-Оренбург. 1981г.
36. Особенности промысловой подготовки газа и конденсата на КНГКМ и пути их решения. Алиев А.Г., Искаков Р.М. ВНИИгаз, М., 1989г.
37. Теория и опыт добычи газа. Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И. М. ОАО "Издательство Недра", 1998.
38. Теория и опыт разработки месторождения природных газов. Вяхирев Р.И. Коротаев Ю.П. ОАО "Газпром". 1999г.
39. Отчет по подсчету запасов конденсата, нефти, газа и попутных компонентов в подсолевых отложениях Карачаганакского месторождения Уральской области Казахской ССР по состоянию на 1 августа 1988г. Золотов А. Н., Бадоев Т. И., Матлошинский и др. ПГО Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988.
40. Уточненный проект опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного месторождения. Зотов Г.А., Леонтьев И.А. и др. НИИгаз. М., 1990г.
41. Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак (ТЭО коэффициентов извлечения конденсата и нефти) ПГО, Золотов А. Н., Мартос В.Н. и др. «Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988г.
42 Разработка месторождений со сложным составам газа. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И. и др. - М.: Недра, 1988.
Основы технологии добычи газа. Мирзаджанзаде А.Х. Кузнецов О.Л., Басниев К.С. М.: ОАО «Недра» 2003
44. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Панов Г. Е. - М.: Недра, 1986.
45. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. Сыромятников Е.С, Победоносцева Н.Н. - М.: Недра, 1987.
46 Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. Тайкулакова Г. С. - А.: КазНТУ, 2000.
47. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Ширковский А.И. - М.: Недра 1987.
48 Переработанная флюидная модель. Технико-экономическое обоснование проекта развития Карачаганакского месторождения. Уитов Р. Раздел V, приложение 1, Бритиш Газ, Аджип, 1999г.
49. Исследование нефти и конденсата Карачаганакского месторождения. Батманов К.Б. Актауский государственный университет им. Ш. Есенова г.Актау, Казахстан © Нефтегазовое дело, 2008 http://www.ogbus.ru
50. Квон В.Г. Термодинамическое моделирование фазовых
равновесииуглеводородных систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологии в добыче газа ООО «ВНИИГАЗ» Москва 2008 г.
. Немыкин Е.В. Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах ООО «РН-УфаНИПИнефть» Уфа 2010
. Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак по состоянию на 1 октября 1999 г Лондон 2000г.
. Методические рекомендации по подготовке, оформлению и защите магистерской диссертации для магистрантов по специальности
6М070800 - Нефтегазовое дело ЗКаТУ имени Жангир хана Уральск 2010
.Технологический регламент УКПГ-2008
. Авторский надзор за разработкой месторождения Карачаганак по состоянию на 1 января 2011года Аксай/Актау 2011г.
Дополнительная литература:
1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 4-х томах -М.: Недра, 1998.
. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000. Технологическая карта проекта Карачаганак
3. Регламент по проектированию УКПГ - 1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.
4. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.