Борьба с гидратами на ОНГКМ. Борьба с гидратами. Анализ методов борьбы с образованием гидратов на газовых или газоконденсатных месторождениях онгкм
 Скачать 0.91 Mb.
|
|
3 Общая характеристика гидратов. Определение условий образования гидратов. Расчёт параметров образования гидратов в различных термодинамических системах. Состав гидратов. Свойства газовых гидратов Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ — гидрат меньше, чем в системе газ — вода. Таким образом, каждый гидрат имеет постоянную характерную для него парциальную упругость водяного пара, которая меньше упругости пара над жидкой водой при той же температуре. Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой в определенных условиях давления и температуры, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах и в другом оборудовании, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы. С одной стороны, исследователи относят гидраты к химическим соединениям ввиду того, что они имеют строго определенный химический состав и описываются определенной химической формулой. С другой стороны, удержание молекул в соединении, именуемом гидратом, происходит за счет внутренних, так называемых ван-дер-ваальсовых сил — сил межмолекулярного притяжения, а не путем спаривания валентных электронов. Наиболее полные данные о структуре, составе и свойствах кристаллогидратов природных газов были получены в результате рентгенографических исследований Штакельберга, Мюллера и Джонсона. В результате этих исследований выяснилось, что кристаллогидраты являются клеточными соединениями с двумя структурами, обладающими кубической симметрией: структурой I, образуемой газами и парами, и структурой II, образуемой жидкостями. Исключение составляет пропан, пары которого образуют кристаллогидрат со структурой II. Характеристика некоторых кристаллогидратов приведена в табл. 3.1. Для возможного образования определенной структуры кристаллогидратов решающее значение имеет геометрический фактор. Тип структуры зависит прежде всего от размеров кристаллообразователя. Эффективные (по Ван-дер-Ваальсу) размеры молекул углеводородных газов имеют следующие значения: метан — 4,1 А; этан — 5,5 А; пропан — 6,28 А; изобутан — 6,28 А; нормальный бутан — 7,40 А. Размер молекул воды принят равным 2,8 А. Таблица 3.1 - Характеристика некоторых кристаллогидратов
Состав газовых гидратов структуры I при всех заполненных полостях элементарной ячейки выражается формулой 8М-46Н2О или M-5sH2O. Структура I заменяется на структуру II, когда молекулы гидратообразователя оказываются велики для больших пустот структуры. Жидкостные гидраты структуры II образуют такие газы или легколетучие жидкости, размер молекул которых колеблется от 5,9 до 6,9 А. Элементарная ячейка их представляет собой структуру из 136 молекул с 16 малыми и девятью большими полостями. При образовании жидкостных гидратов гидратообразователем заполняются только большие полости. При этом состав гидрата соответствует формуле 8М-136Н2О или М-17Н2О. Малые полости могут заниматься молекулами газонаполнителей (H2S и H2S2). При этом образуются двойные гидраты, состав которых определяется формулой 8M-16H2S-136Н2О или M-2H2Sx xl7H2O. В реальных условиях добычи, сбора и подготовки газа на промыслах имеют дело не с отдельными компонентами, а со смесями углеводородных газов, включающих в свой состав различные газы-наполнители (СО2; Н2; N2; H2S). Эти смеси образуют смешанные гидраты, состав которых изменяется в зависимости от давления. Наиболее распространенным типом смешанных кристаллогидратов являются гидраты структуры II, большие полости элементарной ячейки которых заполняются большими молекулами газа-гидратообразователя, а малые -малыми молекулами стабилизирующего газа, повышающего устойчивость основного гидрата. В зависимости от условий образования гидраты являются прозрачными кристаллами разнообразной формы: в турбулентном потоке - это масса спрессованного снега, в ламинарном — кристаллы, имеющие формы тетрадекаэдра, додекаэдра и гексадекаэдра. Гидраты обладают высокой сорбционной способностью и поэтому покрываются пленкой из жидких, а иногда и твердых углеводородов. К последним относятся смолы, асфальтены, парафины, механические примеси. Эти соединения значительно упрочняют гидраты, делают их более стойкими к разрушению. Кроме того, они увеличивают их адгезионные свойства, т.е. способность к прилипанию к элементам оборудования и друг к другу. Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений на 98-99 % включает метан и незначительное количество тяжелых углеводородов. Анализ условий образования гидратов в элементах системы: призабойная зона - скважина - промысловое обустройство 4.1 Условия образования гидратов в призабойной зоне Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении М молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4 - 6,9) 10-10 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II - из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей. Состав гидратов первой структуры при заполнении восьми полостей гидратной решетки может быть представлен как выражение следующего вида - 8М-46Н2О или же как М-5,75 Н2О, где М - гидратообразователь. При заполнении только больших полостей это выражение может иметь следующий вид: 6М-46 Н2О или М-7,67 Н2О. В случае заполнения восьми полостей гидратной решетки состав гидратов второй структуры описывается выражением вида 8М-136 Н2О или же М-17 Н2О. Выражения, описывающие гидраты отдельных компонентов природного газа могут быть представлены следующими формулами: СН4 6Н2О, С2Н6 Н2О, С3Н8 Н2О, С4Н8 17Н2О, Н3S 6 Н2О, N2 6 Н2О, СО2 6 Н2О. Гидраты природных газов, описываемые данными формулами, соответствуют идеальным условиям, когда все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на все 100 %. В реальных условиях встречаются смешанные гидраты, состоящие из гидратов I и II структур. Условия образования гидратов и их стабильного существования определяются наличием газов и их состава, фазового состояния и состава воды, температуры и давления. Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ - вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой. Гидратообразование может происходить и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях. Общие представления об условиях образования гидратов можно получить из фазовой диаграммы гетерогенного равновесия, построенной для системы М-Н20 и представленной на рис. 4.1. P,МПа  Рис. 4.1 – Принципиальная диаграмма фазовых состояний систеиы газ-гидрат-вода 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, невозможно изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При температурах свыше соответствующего значения в точке С существование гидрата невозможно, как бы не велико было значение давления. В этой связи точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) существует вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лёд. Для метана и азота линия упругости паров заканчивается в критической точке газа до пересечения с линией гидратообразования, поэтому эти газы не имеют верхней критической точки гидратообразования. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока (подробнее об этом будет рассмотрено позже). Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективно применение газоосушки. Условия образования гидратов зависят от состава газа, его влагосодержания, создаваемого забойного давления, теплофизических свойств газа и окружающей среды и т.д. Для выбора температурного технологического режима работы скважин при известных пластовом давлении, температуре и продуктивной характеристике пласта необходимо установить температуру, превышающую равновесную температуру гидратообразования. Безгидратный режим работы призабойной зоны обеспечивается при выполнении неравенства Тg< Тзаб. 4.2 Определение основных факторов, влияющих на гидратообразование в стволе скважины Условия существования гидрата характеризуются давлением и температурой в газопроводе или скважинеи определяются непосредственными измерениями. Для получения наиболее достоверной информации о гидратной пробке особенно при значительной ее протяженности (до 100 и более) рекомендуется давление и температуру гидрата измерить в нескольких местах. Средние значения давления и температуры принимаются за условия существования гидрата. При отсутствии возможности измерения температуры гидрата она может быть получена расчетным путем. Определение основных параметров гидратообразования природных газов можно осуществлять по графическим зависимостям, представленным на рисунке 4.2 с учетом относительной плотности газа. Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым сводится к следующему. По известному составу природного газа, первоначально вычисляют среднюю молекулярную массу смеси Мсм по формуле:  . (4.1)где Mсм - средня молекулярная масса смеси; Mi – молекулярная масса i-го компонента; yi – молярная доля i-го компонента. Затем вычисляют плотность смеси газа по формуле:  (4.2)Для определения равновесных параметров гидратообразования графическим методом необходимо определить значения относительной плотности газа по формуле:  , (4.3), где ρсм и ρв - плотности смеси газов и воздуха при стандартных условиях, кг/м3. В соответствии с вычисленной относительной плотностью газа, заданными значениями давления по графикам определяют температуру гидратообразования. Определение равновесной температуры гидратообразования аналитическим (расчетным) методом осуществляют по уравнению: Значение Трго определяется по формуле: Тg=а(1+lgР)+b (4.4) где а и b - коэффициенты, определяемые в зависимости от относительной плотности ротн. Для рассматриваемых в работе объектов ОНГКМ коэффициенты соответственно равны 13,57 и 42,6. 4.3 Расчёт распределения температуры и давления в простаивающей скважине На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и его изменение по стволу, конструкция скважины, потери давления в стволе, тепловые свойства используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее работы, наличие в разрезе мерзлых пород и т.д. Определение зон возможного образования гидратов проводят путем расчета давления и температуры по стволу газовой скважины (простаивающей или работающей) с построением графических зависимостей давления и температуры от глубины скважины. Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе газовой скважины, определяем глубины мест образования гидратной пробки. Последовательность выделения зоны возможного образования гидратов сводится к следующему. По результатам расчетов строятся кривые зависимости давления и температуры от глубины газовой скважины. Далее, перенося величину давления на ось, параллельную оси глубины скважины, создаем новую шкалу давлений соответствующих глубин. В этих новых координатах "давление-температура" строим кривую равновесных условий гидратообразования. Точка пересечения кривой 1 и кривой 2 дает максимально возможную глубину гидратообразования как простаивающей, так и работающей газовой скважине. Для определения давления по стволу остановленной газовой скважины используем формулу барометрического нивелирования Лапласа - Бабине: Рz = РУ*еS , (4.5) где Рz - давление на глубине х, МПа; РУ - устьевое давление в остановленной скважине, МПа; е = 2,7183 - основание натурального логарифма; S = (0,03415 * ρотн * H) / (Zcр * Tср), (4.6) здесь ρотн - относительная плотность газа по воздуху; Н - глубина скважины, м; Тср - средняя температура по стволу скважины, oК; Tcр = (Tz - Tу) / LnTz / Tу), (4.7) где Тz - температура на глубине Х скважины, oК; Ту - температура на устье скважины, oК; zср - коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине; Среднее давление в остановленнойскважине находим по выражению: Pcр = (Pz + Pу) / 2 (4.8) Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде: Zср= 4,82 * (10 ^ (-4)) * (Pcр ^ 2) - 1,658 * (10 ^ (-2)) * Pcр + 1,01, (4.9) гдеРср - среднее давление в скважине, МПа. Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности: - по формуле (4.7) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср; - полагаем, что Рz=Рz'=Ру; - по формуле (4.8) вычисляем среднее давление Рср в скважине; -по формуле (4.9) вычисляем среднее значение коэффициента cжимаемости zср; - по формуле (4.6) вычисляем соответственно S или еS; - по формуле (4.5) определяем искомое значение давления Рz". По завершении расчетов проверяем неравенство вида: | Рz ' - Рz''| ≤0,05. (4.10) Если неравенство (4.10) выполняется, то расчеты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершенными. В случае невыполнения неравенства (4.10), по формуле (4.8) вычисляем новое значение Рср, подставим в неё вместо Рz '', затем по формуле (4.9) вычисляем новое значение zср, далее по формуле (4.6) вычисляем соответственно S или еS, и затем по формуле (4.5) вычисляем Рz". Проверяем опять неравенство вида |Рz'' - Рz'"| ≤0,05 Расчет считается завершенным в случае выполнения неравенства |Рzi-1 - Рzi|≤0,05, где i - номер итерации. |