3) продувка шлейфа любой скважины;

4) переключение любой скважины на замерной сепаратор.

При редуцировании газа на блоках входных ниток до давления первичной сепарации происходит изоэнтальпийное расширение с поглощением тепла, в результате чего температура на каждой нитке снижается в среднем на 2,5єС при снижении давления на 1 МПа.

В результате снижения температуры снижается точка росы газа по влаге и углеводородам с последующей их конденсацией в трубопроводах после блоков редуцирования. С блоков редуцирования продукция скважин, состоящая из газа, конденсата и метанольной воды, направляется на сепаратор первой ступени С-1.

В схеме принято три ступени сепарации.

В сепараторе С-1 первой ступени газ освобождается от жидкости и направляется на узлы редуцирования, где осуществляется сброс давления.

Так как газ перед вторыми узлами редуцирования имеет более низкую точку росы по влаге и углеводородам и освобожден от свободной жидкости, то соответственно он будет иметь более высокий коэффициент Джоуля-Томпсона и в результате повторного и тем более третьего редуцирования ожидается более глубокая осушка газа.



Рисунок 2.2 - Схема УКПГ Усть - Томинского ГКМ

Смесь, с выделившимися в результате повторного редуцирования жидкими углеводородами, направляется далее на сепаратор С-2 второй ступени и далее, на сепаратор С-3 третьей ступени. После сепарации газ проходит коммерческий узел учета и направляется в магистральный трубопровод.

С сепараторов С-1, С-2 и С-3 конденсат поступает в емкость стабилизации конденсата Р-1. Газ выветривания (дегазации) направляется на факел. Конденсат откачивается в соединенные между собой три емкости объемом 25 м³ каждая.

Откуда с помощью двух насосов конденсат откачивается на установку сбора нефти, для повышения ее качества. Емкости оборудованы дренажными линиями, линиями подачи конденсата к насосам и дыхательными клапанами. Учитывая наличие в конденсате метанола, малого количества, емкости оборудованы подогревом.

Для выбора оптимального режима эксплуатации скважин на входных нитках установлен быстросъемный штуцер Савельева, позволяющий оперативно менять режим эксплуатации пласта.

Для предотвращения потерь газа в результате аварий на шлейфе скважин и для предохранения ступеней сепарации от резкого повышения давления на ПВН установлены предохранительные клапана СППК (отрегулированные в каждом месте на свое давление). Обвязка метанола предусматривает подачу непосредственно на штуцер.

3. Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи скважинной продукции на месторождении Усть-Томи

3.1 Теоретические предпосылки возникновения гидратов

3.1.1 Влагосодержание природных газов

Одним из факторов, обусловливающих образование гидратов природных газов, является насыщение последних парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры.

Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов.

К экспериментальным методам относятся:

1) визуальное определение точки росы, т. е. температуры, при которой начинается процесс конденсации паров при заданном давлении;

2) применение твердых сорбентов;

3) использование жидких сорбентов с последующим их титрованием;

4) вымораживание;

5) спектроскопические методы;

6) электрогигрометрический метод.

Наиболее распространенным из них является метод визуального определения точки росы, который дает хорошие результаты при отсутствии конденсации углеводородов. По данному методу точка росы может быть определена с точностью ±0,1°С. Однако этот метод не применим при определении точки росы газа, осушенного растворами диэтиленгликоля, из-за конденсации в газе.

Вторым распространенным методом для определения влагосодержания газа является абсорбционный при помощи диэтиленгликоля с последующим титрованием раствора до полного отделения воды, абсорбированной из газового потока. Титрометрическим методом влагосодержание природных газов определяется с точностью до 0,01 г/м³ как при низких, так и при высоких давлениях.

Влагосодержание природных газов, насыщенных парами воды, при нормальных условиях можно определить и по номограмме, рисунок 3.1. На ней нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влагосодержание газов должно определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Определение влагосодержания по данной номограмме дает ошибку, не превышающую 4%, что вполне допустимо.

Рисунок 3.1 - Номограмма для определения влагосодержания природных газов

Влагосодержание природного газа растёт с повышением температуры и падает с повышением давления. Кроме того, влагосодержание уменьшается с увеличением молекулярного веса, а также с увеличением солености воды. На рисунке 3.1 имеются два вспомогательных графика для определения поправочных коэффициентов на молекулярный вес (плотность) газа С и соленость воды Сs.

Коэффициент C применим для любых компонентов природного газа. Он определяется из соотношения

C = W/W_0,6 г/м³.

Поправочный коэффициент Сs определяется из соотношения

Cs = Ws/W_0,6 г/м³.

Здесь W_0,6 - влагосодержание природного газа с плотностью по воздуху 0,6, находящегося в контакте с пресной водой; W - влагосодержание природного газа с плотностью по воздуху с; Ws - влагосодержание природного газа, находящегося в контакте с рассолом.

Коэффициент Сs учитывается при определении влагосодержания природного газа в пластовых условиях, где газ находится в контакте с минерализованной водой. Если определяют влагосодержание газа при его транспортировке по газопроводам, где газ находится в контакте с конденсирующейся из газа пресной водой, можно считать коэффициент Cs = 1.

Влияние молекулярного веса на влагосодержание газа возрастает с повышением температуры. Однако ввиду того, что все природные газы от метана до газов с плотностью 1,0 имеют молекулярный вес между 16 и 30, последний не изменяет влагосодержание природных газов более чем на 3-5%. Присутствие в составе газа СО₂ и Н₂S увеличивает его влагосодержание, a N₂ - уменьшает.

При разработке месторождения пластовое давление уменьшается по мере отбора газа (температура газа в пласте практически остается постоянной в течение всего периода разработки месторождения), а влажность газа увеличивается. При этом влажность газа изменяется в зависимости от давления и температуры при движении газа в системе обустройства. Кроме того, влагосодержание газа изменяется в течение всего периода разработки месторождения с колебанием перепада давления при дросселировании газа.

3.1.2 Состав и структура гидратов

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой - гидраты.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Северного Сахалина. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газогидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью, рисунок 3.2. В I структуре 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,2 · 10 ^-10 м и шесть полостей с внутренним диаметром 5,9 · 10 ^-10 м; во II структуре 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9 · 10 ^-10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8 · 10^-10 м.

При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры I выражается формулой 8M-46Н₂О или М-5,75Н₂О, где М - гидратообразователь. Если заполняются только большие полости, формула будет иметь вид 6М-46Н₂О или М-7,67Н₂О. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры II выражается формулой 8М136Н₂О или М17Н₂О.

Рисунок 3.2 - Структура образования гидратов: а - вида I; б - вида II

Формулы гидратов компонентов природных газов: СН₄Ч6Н₂О; С₂Н₆ Ч 8Н₂О; С₃Н₈Ч17Н₂О; i - С₄Н₁₀Ч17Н₂О; Н₂SЧ6Н₂О; N₂Ч6Н₂О; СО₂Ч6Н₂О. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполняются на 100%. На практике встречаются смешанные гидраты, состоящие из I, II структур.

3.1.3 Условия образования гидратов

Представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для систем М-Н₂0, рисунок 3.3. В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II, III, IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, нельзя изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лед.

Рисунок 3.3 - Диаграмма фазового состояния гидратов различной относительной плотности

Из этой диаграммы следует, что в системе M-Н₂О возможно образование гидратов по следующим процессам:

М_г + m (Н₂О)_ж Мm (Н₂О)_тв;

М_г + m (Н₂О)_тв Мm (Н₂О)_тв;

M_ж + m (Н₂О)_ж Мm (Н₂О)_тв;

М_тв+ m (Н₂О)_тв Мm (Н₂О)_тв.

Здесь M_г, М_ж, М_тв - условное обозначение гидратообразователя соответственно газообразного, жидкого и твердого;(H₂О)_ж,(Н₂О)_тв- молекулы соответственно жидкой и твердой (лед) воды; m -число молекул воды в составе гидрата.

Если вода переохлажденная, упругость диссоциации гидрата меньше, чем при наличии льда. Следовательно, для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит и от скорости охлаждения системы гидратообразователь - вода.

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков (рисунок 3.4) или расчетным путем - по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера-Стюарта.

Рисунок 3.4 - Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от температуры и давления

Из рисунка 3.4 следует, что чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Однако отметим, что с увеличением плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования. Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при более высоких температурах, чем природный газ с повышенной плотностью. Если на увеличение плотности природного газа влияют негидрато-образующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается.

Если же влияют различные гидратообразующие компоненты, то температура гидратообразования будет выше для того состава газа, в котором преобладают компоненты с большей устойчивостью.

Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле:

z = у/К,

где z, у - молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; К - константа равновесия.

Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, система термодинамически равновесная, если больше единицы - существуют условия для образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.

3.2 Методы борьбы с гидратообразованием

3.2.1 Основы ингибирования процесса гидратообразования

Для предупреждения и борьбы с гидратами в промысловой практике широкое применение нашли растворы спиртов, электролитов и их смеси. Подача ингибитора в поток природного газа изменяет структурные параметры воды, снижая давление паров воды, и тем самым вызывает изменение равновесных условий гидратообразования.

Физическая сущность предотвращения образования гидратов путем осушки природного газа от влаги заключается в том, что удаляется один из компонентов реакции - жидкая вода. Химический потенциал молекул воды, содержащийся в газе, понижается настолько, что они не могут вступать в соединение с молекулами природного газа и образовывать гидраты. При этом для ингибирования процесса гидратообразования в систему "газ - вода" вводится третий активный компонент, в результате чего изменяются условия термодинамического равновесия между молекулами воды и газа. Существует четкая зависимость между концентрацией раствора ингибитора - вода и температурой гидратообразования. Раствор природного газа в воде является раствором неполярного вещества в сильнополярном растворителе. Взаимодействие между молекулами газа и воды незначительно и обуславливается слабыми Ван-дер-Ваальсовыми силами. В пустотах, образованных структурой жидкой воды находятся молекулы газа. Введение ингибитора резко уменьшает растворимость газа в воде.

Применяемые в промысловой практике ингибиторы подразделяются на два основных класса: неорганические и органические вещества.

Неорганические вещества - это электролиты, водный раствор которых содержит не отдельные молекулы, а ионы, причем степень диссоциации, определена.

Неорганическое вещество (твердая соль или её концентрированный раствор), поступая в водный раствор газа, ионизируется, образуя ионы с положительным и отрицательным зарядами, которые притягивают к себе диполи воды, окружая при этом ионы. Молекулярная структура раствора при высоких концентрациях соли, постепенно приближается к структуре кристаллогидрата соли. Взаимодействие между диполями воды и ионами ингибитора носит электростатический характер, обладая при этом более сильным взаимодействием между молекулами газа и воды. Существующая при этом квазикристаллическая структура воды нарушается, и растворимость газа падает. Данное явление называется высаливанием и проявляется, когда полярности компонентов раствора отличаются.

Органические вещества, используемые в качестве ингибиторов гидратообразования, представлены в основном метанолом и гликолями. Механизм действия аналогичен вышеуказанному - они растворяют в себе воду, снижая её содержание в потоке газа. В результате этого нарушаются благоприятные условия образования гидратов.

3.2.2 Краткая характеристика основных ингибиторов гидратообразования

Метанол или метиловый спирт благодаря специфическим свойствам применяется в качестве ингибитора гидратообразования как в северных, так и (в зимнее время) в центральных районах, где затруднено применение гликолей. Химическая формула СН₃ОН, молекулярная масса 32,04. Метанол - это низший одноатомный спирт, представляющий собой бесцветную жидкость со специфическим запахом, смешивающийся с водой в любых пропорциях без помутнения и опалесценции. Давление паров метанола при 20єС равно 89 мм рт.ст., температура замерзания минус 97,1єС, кипения плюс 64,65єС.

Тройная точка метанола характеризуется следующими показателями: температура минус 97,56 К, давление 0,00137 мм рт. ст. Показатель преломления при температуре 20 ⁰С составляет n²⁰ = 1,3286.

Коэффициент объёмного расширения метанола при температуре 20 ⁰С составляет в = 1,199·10 ^-3 К - ¹, и его изменение в интервале температур от 0 до 60 ⁰С определяют по уравнению следующего вида:

в= 1,1342·10 -³ + 1,13635·10 -⁵ t + 0,8741·10 -⁸ t², (3.1)

где t - температура метанола, ⁰С.

Изменение молярной теплоемкости жидкого метанола в интервале температур от 0 до 50 ⁰С определяют по уравнению:

C_p = 18,224 + 0,04486 t, (3.2)

где C_p - молярная теплоёмкость метанола.

Метанол-сырец и метанольная фракция - технические сорта метанола, получаемые в качестве побочных продуктов при производстве метанола (1-й сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта-сырца (2-й сорт или метанол-сырец).

Гликоли - в качестве ингибиторов гидратообразования в газовой промышленности применяют: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Данные абсорбенты используются в основном в качестве сорбентов влаги при осушке природного газа.

Этиленгликоль - химическая формула С₂Н₄(ОН)₂, молекулярная масса 62,07; бесцветная, вязкая жидкость без запаха, трудно загорается, горит спокойным голубым пламенем, хорошо растворяется в воде, низших спиртах, ацетоне. Упругость паров этиленгликоля рассчитывается по уравнению следующего вида:

Р = А - В/Т

где Т - абсолютная температура, К; А и В - константы.

Диэтиленгликоль. Химическая формула (СН₂ОНСН₂)₂·О, молекулярная масса 106,12, бесцветная вязкая жидкость, легко смешивающаяся с водой, низшими спиртами и этиленгликолем.

Зависимость вязкости ДЭГ от давления определяется по уравнению вида:

м_р= м_о·(1 + б·Р), (3.3)

где м_р и м_о - вязкость при избыточном и атмосферном давлении соответственно;

б·- коэффициент, являющийся функцией давления, температуры и концентрации, Р - давление.

Вязкость растворов ДЭГ с понижением температуры значительно увеличивается.

Триэтиленгликоль. Химическая формула (СН₂ОСН₂ СН₂ОН)₂, молекулярная масса 150,17; прозрачная бледно-желтая жидкость со слабым запахом. ТЭГ менее летуч, чем ДЭГ.

Этилкарбитол (ЭК) - побочный продукт производства гликолей, представляющий собой прозрачную, бесцветную или слегка темноватую жидкость с температурой замерзания минус 60 ⁰С.

Эфироальдегидная фракция (ЭАФ) - побочный продукт производства синтетического этанола из этилена, нетоксичен. Состав ЭАФ включает в себя следующие компоненты, массовый процент: этиловый спирт - 63,0; диэтиловый спирт - 33,0; ацетальдегид - 0,7; вода - 3,3.

Снижение равновесной температуры гидратообразования при использовании ЭАФ (в пределах 5-20%) можно определить по уравнению вида:

Дt = 0,47·C^1,06 , (3.4)

где C - массовая концентрация водного раствора ЭАФ, %.

Хлористый кальций - применяется 30-35%ной концентрации. Химическая формула хлористого кальция CаСl₂. Молекулярная масса равна 111. Безводный хлористый кальций представляет собой кристаллы кубической формы белого цвета, сильно гигроскопические. Плотность хлористого кальция составляет 2150 кг/м³, температура плавления равна 1045 К.

3.2.3 Технология ввода ингибиторов

Для предупреждения отложения гидратных пробок ингибитор должен вводиться в поток газа ранее места возможного гидратообразования. В скважину ингибитор обычно вводится на забой через затрубное пространство, если отбор газа ведется по фонтанным трубам, или через колонну насосно-компрессорных труб, если газ отбирается по затрубному пространству.

Подача ингибитора в скважины и шлейфы в настоящее время ocуществляется по индивидуальной схеме, т.е. от каждой скважины до группового сборного пункта прокладывается свой ингибиторопровод, который подключается на групповом сборном пункте к индивидуальному дозировочному насосу. Такая схема, безусловно, является работоспособной, однако она имеет существенный недостаток, заключающийся в трудности обслуживания большого количества насосов. Кроме того, на каждую скважину или, возможно, на группу скважин надо иметь по резервному насосу на случай выхода из строя основного насоса.

Более экономична и удобна для работы централизованная схема подвода ингибитора к скважинам с одним насосом и регуляторами расхода на линиях, ведущих к каждой из скважин. Эти регуляторы предназначены для строгого дозирования количества ингибитор подаваемого в каждую скважину в зависимости от режима ее работы. Подробно такая схема будет рассмотрена ниже.

Для борьбы с гидратами в стволах скважин в условиях северного Сахалина в настоящее время наиболее приемлемым остается метанол. Его существенные недостатки - дороговизна и токсичность - искупаются несомненными преимуществами - высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Последнее обстоятельство и определяет в первую очередь возможность его широкого распространения на северном Сахалине.

При этом нельзя упускать из виду следующие факторы: трудность и высокую стоимость доставки огромных количеств метанола на промысла северного Сахалина за кратковременный период навигации, удаленность химических комбинатов, производящих метанол, а также что весь используемый метанол безвозвратно теряется.

Подача по ингибиторопроводу раствора хлористого кальция исключается, так как при дроблении соли и приготовлении раствора в нем могут оставаться крупные куски, нарушающие нормальную работу ингибиторопровода. Кроме того, самая низкая температура замерзания раствора CaCl₂ составляет минус 55°С. При приготовлении раствора всегда возможны отклонения от оптимальной концентрации на 1-2%. В этом случае уже при температуре ниже минус 40°С возможно выпадение твердой фазы - кристаллов льда или хлористого кальция, которые могут закупорить ингибиторопровод.

Более перспективно применение раствора хлористого кальция в процессе освоения и опробования скважин. В большинстве случаев "замораживание" скважин на месторождениях северного Сахалина происходило и происходит именно в ходе их освоения.

Поскольку при освоении раствор CaCI₂ обычно готовится на скважине и исключается возможность замерзания его при транспорте по длинному трубопроводу, применение этого дешевого ингибитора будет экономичней использования метанола. Применение нагретого до 50-60°С раствора хлористого кальция дает дополнительные преимущества, поскольку раствор ингибитора в этом случае является и теплоносителем, а нагревание метанола исключено ввиду большой летучести последнего.

Рисунок 3.5 - Схема централизованного ввода метанола в скважины и шлейфы

Рассмотрим теперь конкретные схемы для подвода ингибитора к устью скважин. На рисунке 3.5 приводится централизованная схема подачи в скважины и шлейфы метанола. Поршневой насос 1, развивающий давление примерно на 1,0 МПа выше первоначального на устье скважин, забирает через фильтр 2 из емкости 14 метанол и подает его по линии 3 в буферную емкость 4, на которой имеется предохранительный клапан 5 и патрубки 6, количество которых определяется количеством подключаемых к сборному пункту скважин. Из буферной емкости ингибитор по трубопроводам 10 распределяется по скважинам.

На каждом ингибиторопроводе 10 устанавливаются вентили 7, 8, а между ними - дроссель с регулятором 9 типа Г55-31*. Указанный дроссель с регулятором позволяет производить широкую регулировку расхода ингибитора независимо от давления, имеющегося на устьях скважин.

Ингибиторопроводы 10 имеют различную протяженность, поэтому при выборе насосов должен приниматься самый длинный ингибиторопровод и самая высокая суммарная производительность его.

Из трубопровода 10 ингибитор поступает в метанольный бачок 11, откуда часть его поступает в фонтанные трубы скважин, а другая часть - в шлейф.

Распределение ингибитора в ствол скважины и шлейф должно осуществляться автоматическим устройством, основные требования к которому сводятся к следующему:

- автоматическое устройство ввода ингибитора должно обеспечивать надежную и бесперебойную работу скважин и работать в наиболее экономичном режиме;

- ввод ингибиторов должен своевременно изменяться при начале и прекращении гидратообразования;

- при авариях в отдельных узлах устройства или отсутствии ингибитора в рабочей емкости должен подаваться сигнал аварии на щит операторской.

- количество ингибитора должно минимально изменяться при колебаниях температуры наружного воздуха;

- автоматическое устройство для ввода ингибиторов должно быть простым по конструкции и надежным в эксплуатации в любое время года.

В настоящее время еще не имеется таких простых и надежных автоматических устройств, отработанных в условиях Севера, поэтому распределение ингибитора у устья скважины должно осуществляться вручную при помощи игольчатых вентилей 12 и 13, условно показанных на рисунке 3.5.

3.2.4 Требования к проведению работ по ликвидации гидратов

1. Образованию сплошной гидратной пробки, перекрывающей полное сечение аппарата или трубопровода в системе добычи и транспорта природного газа, необходим постоянный контроль за работой технологического оборудования, особенно в пусковой период времени (пониженные участки газопровода; места дросселирования газа; участки с параметрами природного газа, близкими к условиям существования гидратов). Процесс накопления гидратов на каком-либо участке характеризуется основным параметром - ростом перепада давления на нём.

2. После определения места накопления сплошной гидратной пробки следует приступить к нарушению её сплошности либо путем нагрева данного участка газопровода, либо путем подачи ингибитора. Разрушение гидратной пробки производят первоначально с её крыльев. Не следует осуществлять подогрев или подачу ингибитора в сплошное тело гидратной пробки. В этом случае произойдет разложение гидрата в замкнутом объёме, что ведет к резкому локальному росту давления и как следствие - разрыву газопровода.

3. При температурах, близких к 0⁰С, снижение давления на участке с гидратной пробкой осуществляют только после подачи определенного количества теплоносителя или ингибитора гидратообразования. Данный технологический приём позволяет избежать снижения температуры до 0⁰С, позволяет избежать замерзания воды, выделившейся при разложении газогидрата.

4. При всех случаях устранения гидратных пробок, образованных за счёт накопления воды (кроме метода сублимации), первоначально следует удалить воду с нижней части газопровода с минимальной отметкой и только после этого ликвидировать гидраты.

5. Для исключения замерзания воды и растворов ингибиторов в газопроводе в зимний период ликвидацию гидратных пробок следует осуществлять в наикратчайшие сроки.

3.3 Расчет равновесных условий гидратообразования в простаивающей и работающей газовой скважине

Образование гидратов в добывающих скважинах и промысловых коммуникациях, а также выбор методов борьбы с ними в значительной мере зависят от пластовых давлений и температур, климатических условий и технологического режима эксплуатации добывающих скважин.

Профилактика и предупреждение образования гидратов в значительной мере зависит от достоверной информации о равновесных условиях гидратообразования природного газа с известным составом природного газа и изменением этих параметров потока природного газа в скважине, в газопромысловых системах первичного сбора и подготовки природного газа, в системах магистральных газопроводов и т.д. Зависимость равновесных значений давления и температур необходима для разработки мероприятий по профилактике и предупреждению образования гидратов в системе "пласт - скважина - промысловые коммуникации".

Условия образования гидратов в рассматриваемой системе могут существовать при следующих условиях:

Р_с > Р_p

или же при условиях

t_с < t_p,

где Р_c, t_с - рабочие давления и температура в рассматриваемой системе; Р_p и t_p - равновесные значения давления и температуры в рассматриваемой системе образования гидрата заданного состава.

Для образования гидратов природного газа, помимо соответствующих температуры и давления, обязательно наличие влаги в жидкой фазе. В стволе скважины это требование всегда выполняется, так как в пластовых условиях газ всегда полностью насыщен парами воды. При движении газа по стволу скважины его температура снижается и происходит конденсация влаги.

Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе скважины, можно определить возможную глубину места образования гидратной пробки.

Определение области возможного образования гидратов проще всего проводить графическим способом.

Гидраты могут образовываться как в период простоя скважины, так и в процессе её работы. Произведем расчет основных параметров простаивающей и работающей скважины. Для расчета выбрана скважина №26 месторождения Усть-Томи, имеющая следующие характеристики, таблица 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные для расчета равновесных условий гидратообразования

Наименование	Обозначение	Единица измерений	Значение
Объемная доля смеси: CH4 C2H6 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n- C5H12 CO2 N2	уi	%	95,71 1,205 0,2 0,3 0,1 0,1 1,68 0,3
Пластовое давление	Pпл	МПа	23,7
Пластовая температура	Тпл	К	379
Устьевое давление	Ру	МПа	16,8
Устьевая температура	Ту	К	316
Статическое давление на устье закрытой скважины	Pст	МПа	20,4
Глубина скважины	Н	м	3050
Геотермический градиент	Г	К/м	0,02
Внутренний диаметр	d1	м	0,065
Дебит скважины	Qскв	тыс.м3/сут	130
Относительная плотность газа по воздуху	с	кг/м3	0,699

Для определения давления в простаивающей газовой скважине используется формула барометрического нивелирования Лапласа - Бабине:

Р_З = Р_у е^S , (3.5)

Р_З = 20,4 2,7183^0,2391=25,91 МПа,

где Р₃ - забойное давление, МПа; Р_У - устьевое давление в остановленной скважине, МПа; е = 2,7183 - основание натурального логарифма;

S = , (3.6)

S = ,

где - относительная плотность газа по воздуху (_г - плотность газа, кг/м³, _в - плотность воздуха, кг/м³); Н - глубина скважины, м.; Т_ср - средняя температура по стволу скважины, К;

, (3.7)

 К,

где Т_з - температура на забое скважины, К; Т_у - температура на устье скважины, К; z_ср - коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине.

Среднее давление в простаивающей скважине определяется по выражению:

, (3.8)

МПа.

Зависимость коэффициента сжимаемости газа z_ср от давления Р_ср можно принять в следующем виде:

, (3.9)

,

где Р_ср - среднее давление в скважине, МПа.

Значение е^S может быть определено как расчетным методом по формуле 3.2, так и взято из таблицы 3.2.

Таблица 3.2 Значение e^s и e^2s

		es	e2s			es	e2s
0,3	0,01024	1,0103	1,0207	4,7	0,16050	1,1740	1,3783
0,4	0,01366	1,0138	1,0277	4,8	0,16392	1,1781	1,3879
0,5	0,01707	1,0173	1,0347	4,9	0,16734	1,1821	1,3974
0,6	0,02049	1,0207	1,0418	5,0	0,17075	1,1861	1,4068
0,7	0,02390	1,0242	1,0490	5,1	0,17417	1,1903	1,4168
0,8	0,02732	1,0277	1,0561	5,2	0,17758	1,1943	1,4264
0,9	0,03074	1,0312	1,0634	5,3	0,18100	1,1984	1,4362
1,0	0,03415	1,0347	1,0707	5,4	0,18441	1,2025	1,4460
1,1	0,03757	1,0384	1,0780	5,5	0,18783	1,2066	1,4559
1,2	0,04098	1,0418	1,0855	5,6	0,19124	1,2107	1,4658
1,3	0,4440	1,0454	1,0929	5,7	0,19466	1,2149	1,4750
1,4	0,04781	1,0490	1,1004	5,8	0,19807	1,2191	1,4862
1,5	0,05123	1,0526	1,1079	5,9	0,20149	1,2232	1,4962
1,6	0,05464	1,0561	1,1155	6,0	0,20490	1,2274	1,5065
1,7	0,05806	1,0598	1,1231	6,1	0,20832	1,2316	1,5068
1,8	0,05147	1,0634	1,1308	6,2	0,21173	1,2358	1,5272
1,9	0,06489	1,0670	1,1386	6,3	0,21515	1,2401	1,5378
2,0	0,06830	1,0707	1,1464	6,4	0,21856	1,2444	1,5485
2,1	0,07172	1,0743	1,1542	6,5	0,22198	1,2486	1,5590
2,2	0,07513	1,0780	1,1622	6,6	0,22539	1,2528	1,5695
2,3	0,07855	1,0816	1,1701	6,7	0,22880	1,2571	1,5803
2,4	0,08196	1,0855	1,1781	6,8	0,23220	1,2614	1,5911
2,5	0,08538	1,0892	1,1861	6,9	0,23564	1,2656	1,6017
2,6	0,08879	1,0929	1,1943	7,0	0,23905	1,2699	1,6130
2,7	0,09220	1,0966	1,2025	7,2	0,24588	1,2788	1,6352
2,8	0,09562	1,1004	1,2107	7,4	0,25271	1,2875	1,6577
2,9	0,09903	1,1041	1,2191	7,6	0,25954	1,2963	1,6805
3,0	0,10245	1,1079	1,2274	7,8	0,26637	1,3022	1,7036
3,1	0,10586	1,1117	1,2358	8,0	0,27320	1,3142	1,7270
3,2	0,10928	1,1155	1,2444	8,2	0,28003	1,3232	1,7508
3,3	0,11270	1,1193	1,2528	8,4	0,28683	1,3322	1,7749
3,4	0,11611	1,1231	1,2614	8,6	0,29369	1,3414	1,7993
3,5	0,11953	1,1269	1,2699	8,8	0,30052	1,3569	1,8240
3,6	0,12294	1,1308	1,2787	9,0	0,30735	1,3598	1,8491
3,7	0,112636	1,1347	1,2875	9,2	0,31418	1,3671	1,8745
3,8	0,12977	1,1386	1,2964	9,4	0,32101	1,3785	1,9005
3,9	0,13319	1,1425	1,3053	9,6	0,32784	1,3880	1,9265
4,0	0,13660	1,1464	1,3142	9,8	0,33467	1,3975	1,9366
4,1	0,41002	1,1505	1,3237	10,0	0,34150	1,4068	1,9799
4,2	0,14343	1,1542	1,3322	11,0	0,37565	1,4559	2,1198
4,3	0,14685	1,1581	1,3412	12,0	0,20980	1,5065	2,2696
4,4	0,15026	1,1622	1,3507	13,0	0,44395	1,5588	2,4300
4,5	0,15868	1,1661	1,3598	14,0	0,47810	1,6130	2,6048
4,6	0,15710	1,1701	1,3691	15,0	0,51225	1,6690	2,7838

Далее аналогично производим расчет распределения давления для других глубин скважины. Результаты расчета представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета распределения давления в простаивающей газовой скважине

Глубина скважины H, м	Давление P, МПа
0(устье)	20,4
500	21,21
1000	22,06
1500	22,94
2000	23,86
2500	24,82
3050(забой)	25,91

Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида:

, (3.10)

МПа,

где Р_х - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа; Р_у - устьевое давление в газовой скважине, МПа; q - дебит газовой скважины, тыс.м³/сут.

, (3.11)

,

где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м.

Средняя по интервалу расчета температура определяется как:

, (3.12)

К,

где Т_у - устьевая температура, К; Т_х - температура на глубине Х, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

, (3.13)

К,

где Г - геотермический градиент, К/м;

, (3.14)

,

где d₁ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м; - коэффициент гидравлического сопротивления.

По таблице 3.4 находим коэффициент гидравлического сопротивления = 0,0248.

Таблица 3.4 Исходные данные для определения числа Рейнольдса

Показатель	Внутренний диаметр насосно - компрессорных труб, d1·10-2, м
	2,54	4,03	5,03	6,22	7,59	10,03
е	10-2	7,5.10-3	6,0.10-3	4,8.10-3	4,0.10-3	3,0.10-3
л	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023
Qmin, тыс.м3/сут	3,7	6,5	15,0	28,0	37,5	70,0

Далее аналогично производим расчет распределения давления по стволу работающей скважины для других глубин. Результаты расчета представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 Результаты расчета распределения давления по стволу работающей газовой скважины

Глубина скважины Х, м	Давление P, МПа
0(устье)	16,8
500	17,63
1000	18,46
1500	19,31
2000	20,17
2500	21,04
3050(забой)	22,01

Температура в простаивающей газовой скважине через некоторое время стабилизируется и приближается по значению к естественной температуре в разрезе пород.

Для определения распределения температуры по стволу простаивающей скважины используется уравнение вида:

Т_L = Т_пл - Г (L - l), (3.15)

T₂₅₅₀ = 375 - 0,02·(500 - 12)=365,24 К,

где Т_L - температура на глубине L, К; Т_пл - пластовая температура, К; Г - средний геотермический градиент, К/м, l - глубина нейтрального слоя, м.

Результаты расчета температур по стволу простаивающей газовой скважины сводим в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 Результаты расчета распределения температуры по стволу простаивающей газовой скважины

Глубина скважины Х, м	Температура T, К
0(устье)	315,2
550	325,2
1050	335,2
1550	345,2
2050	355,2
2550	365,2
3050(забой)	375

Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида:

; (3.16)

; (3.17)

К;

Параметр б рассчитывается по уравнению:

; (3.18)



Массовый расход газа рассчитывается по уравнению:

G = 54•Q·; (3.19)

G = 54·130·0,699/24 = 204,46 кг/ч;

Функция времени f(ф) рассчитывается по уравнению:

, (3.20)

где Р_пл, Р_з, Р_у - пластовое, забойное и устьевое давления; МПа;

Н - глубина скважины, м;

D_i - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томпсона в трубе, К/МПа, (D_i = 0,3 К/МПа);

Г - геотермический градиент, К/м;

С_р - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Р_ср и пластовой температуре Т_пл, кДж/кгм, (С_р = 2,4 кДж/кгм);

R_с - наружный радиус эксплуатационной колонны, м, (R_с = 0,146 м);

R_к - радиус контура питания, м, (R_к = 150 м);

G - массовый расход газа, кг/с;

С_п - объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м³К,(С_п = 1600 кДж/м³К);

ф - суммарное время работы скважины, с, (ф = 1, 10, 20, 30, 60 суток);

h_пл - толщина перфорированной части продуктивного пласта, м, (h_пл = 5 м);

л_п - теплопроводность горных пород, кВт/(мК), (л_п = 2•10³ кВт/(мК));

А_м - термический эквивалент работы, кДж/кгм (А_м = 1/102 кДж/кгм).

Расчет устьевой температуры в работающей газовой скважине производим для следующей продолжительности работы скважины - 1, 10, 20, 30 и 60 суток. Результаты расчета распределения температуры по стволу работающей газовой скважины сводим в таблицу 3.7.

Таблица 3.7 Результаты расчета распределения температуры по стволу работающей газовой скважины

Глубина скважины Х, м	Суммарное время работы скважины, сут.
	1	10	20	30	60
	Температура T, К
0(устье)	318,12	318,6	318,9	319,3	320,2
500	328,14	328,54	328,89	329,31	330,11
1000	338,1	338,61	338,92	339,34	340,18
1500	348,12	348,66	348,91	349,3	350,14
2000	358,11	358,64	358,86	359,31	360,1
2500	368,1	368,61	368,9	369,33	370,26
3050(забой)	378,97	378,97	378,97	378,99	379

По формулам 3.17 рассчитываем коэффициенты В и В₁.

При 0,55<=<0,6;

,

.

При 0,6<=<0,71;

, (3.21)

.

При >0,71;

,

.

Рассчитываем температуру гидратообразования по формулам (3.22).

При положительных температурах:

T₂ = 18,47lgP-B+18,65 + 273, K. (3.22)

Т₂ = 18,471·lg16,8 - 13,94 + 18,65 + 273 = 300,3 K.

Далее аналогично производим расчет температуры гидратообразования для различных давлений в простаивающей и работающей скважине.

При отрицательных температурах:

T₂ = 58,5lgP+B-59,3265 + 273, К.

Таблица 3.8 Результаты расчета температуры гидратообразования

Простаивающая скважина	Работающая скважина
Давление Р, МПа	Температура гидратообразования Тг, К	Давление Р, МПа	Температура гидратообразования Тг,К
20,4	301,89	16,8	300,34
21,21	302,2	17,63	300,72
22,06	302,52	18,46	301,09
22,94	302,84	19,31	301,45
23,86	303,15	20,17	301,8
24,82	303,47	21,04	302,14
25,91	303,8	22,01	302,5

После проведения расчетов производим построение графических зависимостей, рисунки 3.6, 3.7, 3.8, 3.9, 3.10, 3.11.



Рисунок 3.6 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в простаивающей скважине

Рисунок 3.7 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в работающей скважине при ф = 1 сут.

Рисунок 3.8 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в работающей скважине при ф = 10 сут.



Рисунок 3.9 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в работающей скважине при ф = 20 сут.

Рисунок 3.10 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в работающей скважине при ф = 30 сут.

Рисунок 3.11 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования в работающей скважине при ф = 60 сут.

По результатам расчетов распределения температуры и давления в простаивающей и работающей газовой скважине, а также температуры гидратообразования можно сделать вывод, что образование гидратов в скважине при данном технологическом режиме исключено.

3.4 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

Газосборная сеть выполнена по однотрубной системе трубопроводов диаметром 114 мм. Принята подземная прокладка трубопроводов (1,0 м от поверхности земли).

Технологическое оснащение газосборной сети включает в себя:

1) газопроводы-шлейфы от скважин до УКПГ;

2) индивидуальные линии подачи метанола на устье скважин.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфов производим для определения возможности образования гидратов. Для расчета выбраны шлейфы четырех скважин №26, 27, 28, 29 месторождения Усть-Томи, имеющие следующие характеристики, таблица 3.9.

Порядок расчета следующий.

Зная компонентный состав природного газа, определяем псевдокритические параметры Р_пк, Т_пк, а также плотность газа в нормальных условиях.

(3.23)

(3.24)

(3.25)

По известным данным Т_пк и Р_пк определяем приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

,...