Знать места возможного гидратообразования очень важно для своевременного их предупреждения.

Для правильного определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, его плотность, изменения давления и температуры и влажность газа.

Зная влажность и состав подаваемого газа, а также зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начала образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе.

Если точка росы лежит выше равновесной кривой гидратообразования, гидраты образуются в точке пересечения линии изменения температуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы. В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.

При создании условий гидратообразования на данном участке газопровода гидратная пробка быстро нарастает по мере поступления воды и гидратообразователя. При этом пары воды выделяются из газа, что снижает их упругость на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.

Средняя объемная скорость накопления гидратов за время t может быть определена по формуле:

G = Q (W_н-W_к) /, (3.1)

где Q - расход газа в тыс. м³; W_н - влагосодержание газа в равновесной точке гидратообразования в г/м³, W_к - влагосодержание газа после образования гидратов в г/м³; - удельный объем гидратов в м³/кг; - время образования гидратов в ч.

В газопроводе могут образовываться одна или несколько гидратных пробок.

В результате образования гидратов в газопроводе влагосодержание газового потока над гидратами снижается соответственно снижению упругости паров воды, находящихся в равновесия с жидкой фазой и твердым гидратом. Если в результате образования первой гидратной пробки точка росы паров воды снижается ниже минимума кривой изменения температуры газа в газопроводе, то следующая гидратная пробка может и не образоваться. Если в результате образования гидратной пробки за счет разности упругостей паров воды над жидкой водой и над гидратами точка росы не снижается ниже минимальной температуры в газопроводе, то образуется следующая гидратная пробка - в точке пересечения линии влагосодержания с кривой изменения температуры в газопроводе.

Гидраты образуются в следующих местах:

1. На штуцерах непосредственно после редуцирования газа при давлении примерно 6,5 МПа и температуре ниже 17°С.

2. В обвязке, до сепараторов (при интенсивной теплоотдаче от газового потока к грунту).

3. В сепараторах (скорость потока на входных патрубках циклонных сепараторов достигает 120 м/с; давление в сепараторах значительно превышает равновесное давление гидратообразования). Часть гидратов потоком направляется в отстойную емкость. Здесь они уплотняются и частично или полностью закупоривают емкость, что приводит к резкому снижению эффективности работы сепараторов.

4. На диафрагме замерного участка. В застойных зонах до и после диафрагмы скапливаются ранее образующиеся и переносимые потоком газа гидраты. Гидратное кольцо равномерной толщины с незначительными углами скосов обнаруживали при вскрытии камер замерного участка (рисунок 3.10).

5. В шлейфах - газопроводах, подключающих скважины к промысловому газосборному коллектору. Скопление гидратов наблюдается в непосредственной близости от диафрагмы замерного участка - в местах ответвлений (врезанные свечи, шлейфы). Гидраты в шлейфах образуются также на обратных клапанах, в местах установки задвижек, кранов и карманов для измерения температуры.

6. В промысловом газосборном коллекторе в местах резкого изменения скорости газового потока. Скопление их наблюдается в местах врезок шлейфов скважин в газосборный коллектор, на запорной арматуре, на врезках дрипов и т.д. Гидраты могут также скапливаться и на прямолинейных участках газопроводов. В зависимости от скорости потока гидраты отлагаются в газопроводе в виде спирального кольца или в виде сегмента (рисунок 3.11). Гидраты скопляются также и в объемных сепараторах.

7. На концевых линейных кранах. С одной стороны их действует рабочее давление газосборной сети, с другой - атмосферное. Под таким давлением уплотнительная смазка на пробках кранов и байпасов выдавливается, образуются пропуски газа с резким понижением температуры последнего. Корпус крана или байпас резко охлаждается и образуется застойная зона пониженной температуры. Пары воды, насыщающие газ, конденсируются, и начинается процесс кристаллизации гидратов. Постепенное накопление их приводит к полной закупорке сечения крана или обводного байпаса.

Рисунок 3.10 - Схема накопления гидратов на замерной диафрагме.

1 - газопровод; 2 - гидраты; 3 - импульсные трубки; 4 - диафрагма

Рисунок 3.11 - Схема заполнения гидратами горизонтальной трубы.

1 - газопровод; 2 - гидраты

Для правильного определения места образования гидратов и скорости их накопления в газопроводе необходимо знать состав, температуру, давление и влажность газа, а также их изменение по трассе. Это позволяет своевременно принять надлежащие меры.

При известном давлении в газопроводе по составу газа определяется равновесная температура гидратообразования tp. Затем определяется место образования гидратов в газопроводе при помощи уравнения:

=1/a*ln{ (t_{н -} t₀ + I /a) / (t_{р -} t₀ + I /a) }, (3.2)

где - расстояние от точки газопровода с температурой tg до места образования гидратов в м; t_н - начальная температура газа в°С; t₀ - температура грунта на уровне газопровода в°C; t_р - равновесная температура образования гидратов в°С; I - средний эффект Джоуля - Томсона, отнесенный к единице длины газопровода в°С/м.

Эффект Джоуля - Томсона состоит в следующем. В заключенной в адиабатную оболочку трубке помещена пробка из ваты. По одну сторону пробки находится газ при давлении p₁, по другую сторону пробки давление меньше и равно р₂. Благодаря разности давлений газ будет медленно перетекать через пробку из одной части трубки в другую. Поместив термометры или термопары по обе стороны пробки, можно определить знак изменения температуры газа в опыте Джоуля - Томсона. Оказалось, что большинство газов при комнатной температуре охлаждается, лишь водород и гелий дают повышение температуры.

3.6 Образование гидратов в скважинах и способы их устранения

Образование гидратов в скважинах и промысловых газопроводах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени зависят от пластовых температур, климатических условий и режима эксплуатации скважины.

Часто в стволе скважины имеются условия для образования гидратов, когда температура газа при его движении вверх от забоя до устья становится ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры в работающей скважине предпочтительней определять с помощью глубинных приборов. Если это не представляется возможным, применяют формулы:

t = t_гр - t_ie ^{- a (H - l)} +{ (1 - е ^{- а (Н - l))} (Г - D_i (p_c - p_y) / H - A/c_p) / a}; (3.3)

где t, t_гр - соответственно температура потока и грунта на глубине l;

t_гр = t_пл - Г (Н - l); (3.4)

t_пл - температура пласта на глубине Н; Г - среднее значение геотермического градиента на участке Н - l; t_i - изменение температуры в призабойной зоне за счет эффекта Джоуля-Томсона,°С;

t_i= D_i (p_пл - p_c) { lg (1+ (Gc_p / hc_пr_c²)) } / lg (r_k /r_c) D_i (p_пл - p_c); (3.5)

r_k - радиус контура питания скважины, м; r_c - радиус скважины, м; D_i - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона,°С/МПа; p_пл - давление в пласте, МПа; р_с - давление на забое скважины, МПа; G - массовый расход газа, кг/с; Ср - теплоемкость газа при постоянном давлении; т - продолжительность работы скважины, с; h - вскрытая мощность пласта (интервал перфорации), м; с_п - теплоемкость породы, Дж/м³.

а = (2_п) / (Gc_р f ()), (3.6)

где _{п -} теплопроводность горных пород, Дж/м с градус; f () - безразмерная функция.

f () = ln (1+ _п / с_п r_c²), (3.7)

Величина геотермического градиента Г зависит от многих переменных; его надо рассчитывать по данным измерений температуры в скважинах, простаивающих длительное время. Температура газа в шлейфах может быть вычислена по формуле Шухова, справедливой для небольших перепадов давления,

t_l = t_ср+ (t₀ - t_ср) e ^{- (k D l / G c}_п^), (3.8)

где t_{i -} температура потока в°C на расстоянии l от начала шлейфа,°С; t_ср - температура среды, в которой проложен шлейф, в°С; t_{0 -} температура газа в начале шлейфа,°С; D - внутренний диаметр шлейфа; k - коэффициент теплопередачи, Дж/с м²°С. По такой же формуле рассчитывается и коллектор. Вследствие снижения температуры газа при движении его по стволу скважины, в потоке всегда имеется конденсационная вода. Поэтому образование гидратов обусловлено только отношением давления и температуры.

Рисунок 3.9 - Определение зоны возможного образования гидратов.

1 - давление в скважине; 2 - равновесная температура гидратообразования; 3 - температура в скважине; 4 - глубина залегания нейтрального слоя

По графику, изображенному на рисунке 3.9 можно определить место образования гидратов в скважинах. Аналогично можно установить и места образования их в шлейфах и коллекторах с той лишь разницей, что там надо выделить участки, на которых температура газа ниже точки росы, т.е. имеется капельная вода. Необходимые для расчетов по формулам величины Кд, Ср и т.д. берутся из справочников теплофизических величин.

На рисунке 3.10 виден характер изменения температуры по глубине скважины в процессе разработки одного из месторождений при различных коэффициентах теплопередачи К и следующих исходных данных: расход Q = 700 тыс. м³/сут; диаметр D = 0,2 м; глубина Н = 735 м; температура на забое t_з = 19°С.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой их режим в процессе разработки месторождения изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура газа по стволу понижается (рисунок 3.11). Как видно из рисунка 3.11, путем регулирования дебита можно определить условия, исключающие образование гидратов. Изменение давления на устье р_у, температуры газа на устье t_у и равновесной температуры образования гидратов определяют в зависимости от дебита скважины при следующих исходных данных р_з = 11,8 МПа; t_пл = 32°С; t_з = 31°С; D = 180 мм; p=0,56; К=22 Вт/м²* К); Г= 0,0277°С/м.

Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации в течение начального периода разработки месторождения обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн. м³/ сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный резерв температуры, составляет примерно 3 млн м³ /сут.

Температура газа в стволе будет изменяться в зависимости от дебита скважины и диаметра фонтанных труб. Из рисунка 3.12 видно, что при Q = Q_опт режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при D 145 - 160 мм. С увеличением диаметра труб Q _опт сдвигается в сторону больших дебитов (рисунок 3.13). Таким образом, при соответствующем подборе диаметра фонтанных труб и дебита газа можно обеспечить безгидратный режим работы скважин.

Рисунок 3.9 - Изменение температуры с глубиной скважины при различных коэффициентах теплопередачи.

Коэффициент теплопередачи (в Вт/ (м² *К) /: 1 - 1,2; 2 - 6; 3 - 12; 4 - 7; 5 - 23; 6 - 29; 7 - геотермический градиент; 8 - равновесная температура образования гидратов; а - е - годы разработки: первый, второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый

Рассмотрим для данного примера изменение проектного безгидратного дебита газа в процессе разработки месторождения. Вправо от точки А и выше кривой 2 гидраты не образуются. В первые два года разработки безгидратный дебит скважин находится в пределах 1 - 0,7 млн. м³/сут. В последующие годы принятый по проекту рабочий дебит скважины обеспечивает безгидратный режим скважин.

Рисунок 3.10 - Изменение температуры по стволу скважины при К=12 (Вт/м² * К) и различных дебитах Q.

Дебит (в тыс. м³/сут): 1 - 700; 2 - 500; 3 - 300; 4 - 100; 5 - 10; 6 - геотермический градиент; 7 - 12 - равновесные кривые образования гидратов соответственно в первый, второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый годы разработки

Рисунок 3.11 - Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины. Кривые: 1 - давление на устье; 2 - температура на устье; 3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации

Рисунок 3.12 - Изменение температуры, давления газа и температуры образования гидратов в зависимости от диаметра фонтанных труб при Q = Q_опт.

Кривые: 1 - температура на устье; 2 - давление на устье; 3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации

Рисунок 3.13 - Изменение температуры газа и равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита при различных диаметрах D фонтанных труб.

Кривые температуры на устье: 1 - D = 220 мм (пятый год разработки); 2 - D = 180 мм (первый год разработки); 3 - D = 220 мм (первый год разработки; 4 - D = 220 мм (пятый год разработки), 6 - D = 220 мм (первый год разработки)

Следует указать, что существует такой дебит, выше и ниже которого температура газа на устье не повышается, а снижается (см, кривую 2 на рисунке 3.11). Объясняется это тем, что при низких дебитах температура газа на устье в основном зависит от теплообмена газа со стенками скважины, а при высоких дебитах за счет увеличения их потерь на трение эффект Джоуля - Томпсона начинает преобладать над эффектом теплообмена.

Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самый распространенный способ предупреждения образования гидратов - подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство. Выбор реагента зависит от многих факторов.

Рисунок 3.14 - Изменение допустимого дебита скважины, при котором исключается образование гидратов, в процессе разработки месторождения.

1 - линия допустимых дебитов; 2 - проектный дебит; 3 - зона гидратов

Рисунок 3.15 - График определения места образования гидратов в скважинах

Дебит (в тыс. м³/сут); 1 - 20, 2 - 30. Кривые: 3 - геотермического градиента; 4 - равновесной температуры образования гидратов

Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу скважин (рисунок 3.14). Практически образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную пробку. При небольшой длине пробки ее ликвидацию обычно осуществляют продувкой скважины. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате снижения давления. Продолжительность периода разложения гидратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружающих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина, частицы глинистого раствора и т.п.) замедляют разложение пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.

Следует учитывать также, что при образовании гидратной пробки в зоне отрицательных температур только при понижении давления получают эффект. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ледяная пробка, ликвидировать которую затруднительно.

Если пробка большой длины образовалась в стволе скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, и на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации.

3.7 Образование гидратов в газопроводах