Гидратообразование в ПЗП газовых скважин

Образование гидратов можно предотвратить или ликвидировать уже образовавшийся газогидрат. С точки зрения соблюдения заданного технологического режима и с экономической стороны добычи газоконденсата выгоднее бороться с еще не образовавшимся гидратом.

Гидраты представляют собой твердые кристаллические соединения, которые образуются при определенных термобарических условиях (температуры и давления), которые термодинамически соответствуют этому газу, они образованы водой (водного раствора, льда, водяных поров) и низкомолекулярными газами, подразделяются они так же на техногенные (искусственные) и природные (естественные) [1].

В случае образования газовых гидратов, центральная молекула представляет собой газ с низкой молекулярной массой. В присутствии центральной молекулы газа, при правильных условиях температуры и давления, кристаллическая решётка на основе молекул воды образует определённую геометрическую структуру. Эта структура стабилизируется дополнительными силами Ван-дер-Ваальса, действующими между молекулой газа и окружающими молекулами воды [2].

На процесс образования гидратов, его ускорение, так же влияет среда с благоприятными условиями, которая может стать центром кристаллизации. Различные дефекты, окалины и шлам могут стать маркером для начала образования гидратов [3].

Принцип борьбы с гидратами зависит на какой стадии находится их образование. От- сюда появляются два направления по борьбе с ними:

• а)    предупреждение образования гидратов;

• б)    ликвидация образовавшихся гидратов.

Выделим основные методы и способы борьбы с гидратообразованием:

• а)    химические методы: ингибиторы гидра-тообразования (термодинамические, кинетические), ингибиторы гидратоотложения;

• б)    технологические: поддержание безгид-ратных режимов;

• в)    физические (безингибиторные): тепловые, физические поля (акустические, СВЧ), механические [4].

Расчетная часть

Целью расчетной части станет – определение условия гидратообразования на газоконденсатном месторождении путем построения по эмпирическим зависимостям (приведенных В.А. Истоминым и В.Г. Квоном) кривой равновесных условий гидратообразования, и оценка влияния ингибитора (метанола) на условия гидратообразования. Исходные данные p пл = 19,2 МПа, Т пл = 297,5 °К. Радиус контура питания –  250 м; вязкость -

0,000010236 Па*с; дебит – 400 тыс. м3/сут.

При пренебрежении растворимости газа в жидкой фазе и допущении идеальности газовой фазы для гидратов кубической структуры II была получена приближенная аналитическая формула для равновесного давления p см при образовании газовых гидратов и много-компонетной газовой смеси (в изотермических условиях) [5].

^[1 + ⁽^^а^)Р см ^]

где y i – молярное содержание i-го компонента в газовой фазе;

• α i – параметры, зависящие от температуры;

p j – параметры, имеющие смысл равновесного давления гидратообразования индивидуального компонента, МПа.

В.А. Истоминым [11] для определения условий гидратообразования при температуре T > 273.15 K предложен набор эталонных кривых гидратообразования, записанных в форме:

lnpz = ~ + B                        (2)

где A, B – коэффициенты, зависящие от состава газа;

z – коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси.

Методом термодинамического подобия определяется равновесное давление гидрато-образования pсм при температуре

T > 273.15 K, используя условия гидратообра-зования для эталонной газовой смеси. Предполагается, что если исследуемая и эталонная газовые смеси близки по составу (по гидратообразующим компонентам), то их равновесные кривые гидратообразования практически эквивалентны [5]. Тогда:

PCMZCM   PCMZCM

P3Z3     p0Z0

Где значения с верхним индексом «0» соответствуют температуре T0 = 273.15 K, а нижние индексы «см» и «э» соответствуют исследуемой и эталонной газовой смеси. Наиболее подходящей является эталонная кривая гидратообразования с близкими значе- ниями коэффициента сжимаемости и близко суммой молярных долей в газе наиболее гидратообразующих компонентов – пропана, изобутана и сероводорода. Выразим из полученного уравнения pсм:

^р см ^р см

Z ^{0 Z} CM

Z cm

P ₃^Z3

P0Z0

В результате расчетов была получена кривая равновесных условий гидратообразования, представленная на рисунке 1.

Рис. 1. Кривая равновесных условий гидратообразования для ГКМ месторождении

Для газоконденсатной системы, образующей газовые гидраты структуры КС-II, в которую закачивается водометанольный раствор используется термодинамическая зависимость, показывающая насколько изменяются равновесные параметры гидратообразования:

AT =

100-Х

-A ln [100 - 0.4738 *x]

где

X – концентрация метанола в водном растворе, мас. %;

A – эмпирический подгоночный коэффициент (слегка зависящий от давления и состава газа).

A = 81 - 0.33 *X + 0.01 *Х*(р- 7.5)             (8)

Полученное значение AT вычитаем из температуры, использованной для составления равновесной кривой гидратообразования, и получаем графики для разных концентраций метанола вида:

Рис. 2. Кривая равновесных условий гидратообразования для ГКМ месторождения в присутствии водометанольного раствора различной концентрации (оранжевая I – 0%; красная II – 10%)

Область, лежащая выше пограничной поверхности, соответствует значениям давления, температуры и концентрации, при которых гидраты не будут образовываться. По построенным графикам видно, что при концентрации метанола в 10% мас. процесс гидрато-образования на рассматриваемом месторождении происходить не будет.

Образование гидратов – сложный процесс, достоверный прогноз которого, а следовательно, и обеспечение безопасности добычи газа, возможно только при комплексном рассмотрении таких факторов как состав газа, пластовая температура и давление.

Можно сделать вывод о том, что основным методом предупреждения гидратообразования и гидратоотложения является химический метод, а именно использование ингибиторов. Традиционным вариантом для месторождений Крайнего Севера станет использование метанола, ввиду его небольшой стоимости, простоты применения и эффективности. Он позволяет сместить кривую равновесных условий гидратообразования в сторону более низких температур, что позволит продлить дальнейшую эксплуатацию скважин.