Образование гидратов и методы борьбы с ними

Таблица 8.4 Компонентный состав пластового флюида, % (по молю)

Месторождение, пласт Компонент Зайкинское Росташинское

Д-Ш Д-IV Д-V

Д-Ш Д-IV Д-V

Сероводород

Углекислый газ

Азот + редкие

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Н-бутан

Изопентан

Н-пентан

Гексан

Гептан

Октан

Остаток

Молекулярная  масса (расчетная)

Нет 0,76 0,68 49,33 13,74 8,21 0,98 3,33 1,21 1,75 2,28 1,76 1,34 14,63 57

Нет 1,38 0,46 69,62 12,61 5,15 0,70 1,81 0,64 0,79 1,09 0,70 0,44 4,61 32

Нет 1,26 0,50 63,73 12,24 5,63 0,84 2,19 0,90 1,15 1,62 1,38 0,93 7,63 39

Нет 0,45 1,60 52,21 13,81 7,30 0,92 2,83 1,14 1,54 2,24 1,96 1,35 12,63 53

Нет 0,87 1,07 52,78 14,40 7,33 0,96 2,67 1,09 1,49 2,13 1,50 1,32 12,09 52

Нет 0,80 0,68 56,24 13,21 6,99 0,85 2,77 1,03 1,56 2,01 1,60 1,12 11,14 48

верхний –  Д-Ш, состоящий из двух нефтяных пластов Д-Ш-1 и Д-Ш-2; средний — Д-IV, состоящий из двух газоконденсатных пластов Д-IV-l и Д-1У-2; нижний — Д-V, состоящий из двух нефтяных пластов Д-V-Ol и Д-У-02.

В соответствии с технологическими схемами разработки в объектах Д-IV и Д-V пластовое давление поддерживается выше давления насыщения и можно предполагать, что состав пластовой нефти во времени будет неизменным.

Газоконденсатная залежь Д-IV разрабатывается на режиме истощения и состав добываемой продукции по мере падения пластового давления будет изменяться.

Можно заключить (см. табл. 8.3), что тяжелые газы (от метана до н-бутана) составляют более 26 % в компонентном составе нефти, а  легкие – до 2 %. В то же время в  пластовых условиях (табл. 8.4) содержание легких фракций составляет основную долю компонентного состава от 73 до 90 %. Эти данные показывают, насколько свойства нефти зависят от содержания в ней газа и как это сказывается на свойствах флюида в процессе его движения по стволу скважины.

Насыщение газа парами воды – одно из условий гидратообразования. Этот процесс происходит при воздействии на газовую смесь давления, температуры, минерализации воды.

Поскольку в  пластовых и скважинных условиях все указанные факторы меняются, значение влагосодержания газа также  может изменяться.

Для промысловой  практики весьма важно знать интервал образования гидратов в скважине или трубопроводе для эффективной  борьбы с ними. Поэтому оценка значения влагосодержания газа по стволу скважины является одной из задач прогнозирования  места гидратообразования.

В работе [98] предлагается номограмма, по которой, зная давление и температуру по стволу скважины, влагоемкость газа, содержание соли в  растворе, плотность газа по воздуху  и его молекулярную массу, можно  получить интервал гидратообразования (рис. 8.3).

На номограмму нанесены дополнительно два графика, учитывающие поправки на молекулярную массу Ср и соленость воды C_s, которые можно рассчитать по формулам:

Ср = W_P/W₀,₆; (8.1)

где Wp – влагосодержание  природного газа с относительной  плотностью по воздуху р; Wqq - влагосодержание природного газа с относительной плотностью по воздуху 0,6, находящегося на контакте с пресной водой;

C_s = W_s/W_0f6, (8.2)

W_s - влагосодержание природного газа, находящегося в контакте с минерализованным раствором воды (учитывают в пластовых условиях).

Влагосодержание газа с относительной плотностью по воздуху 0,6, контактирующего с  пресной водой, определяется по формуле

W =—  + В, (8.3)

д

Рис. 8.3. Влагоемкость природных газов над гидратом и над водой [98]   
 

800 600 400

200

C_p Поправка на плотность С_р

0,01

-50 -40 -30 -20 -10 0 20 40 60 80 100 140 180

Температура, °С

а влагосодержание  газа, находящегося в контакте минерализованной водой, – по формуле

(8.4)

где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа (А = 749рн₂о> здесь рн₂о ~ упругость паров при заданной температуре); р – давление газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты Аш В определяются по таблице.

Растворимость воды в жидких углеводородах зависит  от давления, температуры, молекулярного состава и при определенных условиях приводит к гидратообразованию при перекачке и переработке.

Газы хорошо растворяются в воде даже при низких давлениях. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа, а азот и гелий -снижают.

В процессе добычи и транспортировки состояние  газожидкостной смеси постоянно  меняется: а) при пластовом давлении выше давления насыщения газ растворен  в жидкости; б) при поддержании  пластового давления снижается температура пласта и часть газа начинает выделяться из жидкости; в) обводнение ведет к увеличению влагосодержания газа; г) в стволе скважины от забоя до устья снижаются давление и температура, газоотделение увеличивается; влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и магистральных газопроводах постоянно и определяется заданным режимом каждого узла.

Образование гидратов в процессе движения смеси возможно во всех элементах системы.