CC BY
239
УДК 544.032.7
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2022-1-2-60-67
Особенности применения метанола для предупреждения гидратообразования в скважинах
Чаяндинского НГКМ
Истомин В.А.1,2, Изюмченко Д.В.1, Крапивин В.Б.1, Тройникова А.А.1, Квон В.Г.1, Сергеева Д.В.1,2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 142717, пос. Развилка, Московская обл., Россия
v_istomin@vniigaz.gazprom.ru, E-mail: D_Izyumchenko@vniigaz.gazprom.ru
V_Krapivin@vniigaz.gazprom.ru
A_Troynikova@vniigaz.gazprom.ru
V_Kwon@vniigaz.gazprom.ru
D.Sergeeva@skoltech.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6190-4183, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3422-4048, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3327-3366, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7873-1941, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3723-9408, E-mail: 2 Сколковский институт науки и технологий (Сколтех), 121205, Москва, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6190-4183, E-mail: V.Istomin@skoltech.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3723-9408, E-mail: D.Sergeeva@skoltech.ru
Резюме: Проанализированы характерные особенности применения метанола и его водных растворов для предупреждения гидратообразования в скважинах Чаяндинского НГКМ. Приведены модельные составы пластового газа и минерализованной пластовой воды месторождения. Выполнены расчеты и конкретизированы эмпирические корреляции для определения влаго- и метанолосодер-жания пластового газа месторождения, а также влияния метанола и пластовой воды на условия гидратоообразования. Представлены расчеты удельного расхода ВМР различных концентраций, обеспечивающих предупреждение гидратообразования в скважинах. Отмечено, что при отсутствии водопроявлений необходимый удельный расход, обеспечивающий предупреждение гидратов вдоль ствола скважины, определяется не по температуре газа на устье скважины, а по более высокой температуре, примерно +2 °С. Причем не требуется дополнительного удельного расхода метанола при дальнейшем снижении температуры газа в НКТ, его дросселировании на устье скважины и движении по шлейфу. Этот несколько необычный эффект связан как с низким влагосодержанием пластового газа, так и с интенсивной конденсацией паров метанола из газовой фазы при снижении температуры газа. Проанализирована возможность самоингибирования НКТ при выносе пластовой воды скважинами. Показано, что в большинстве случаев поступающей пластовой воды будет недостаточно для ингибирования образования гидратов в скважинах. Разработана инженерная методика расчета удельного расхода метанола или его водометанольного раствора для предотвращения гидратообразования в условиях выноса минерализованной пластовой воды. Отмечено, что при выносе высокоминерализованной пластовой воды целесообразно переходить на применение водометанольного раствора концентрации 75-80% масс., что элиминирует риски выпадения твердой фазы (галита) при смешении с пластовой водой.
Ключевые слова: Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, газовые гидраты, минерализованная пластовая вода, метанол, водометанольный раствор.
Для цитирования: Истомин В.А., Изюмченко Д.В., Крапивин В.Б., Тройникова А.А., Квон В.Г., Сергеева Д.В. Особенности применения метанола для предупреждения гидратообразования в скважинах Чаяндинского НГКМ // НефтеГазоХимия, 2022. № 1-2. С. 60-67.
DOI:10.24412/2310-8266-2022-1-2-60-67
FEATURES OF METHANOL APPLICATION FOR HYDRATE CONTROL IN THE WELLBORES OF THE CHAYANDINSKOYE OIL GAS CONDENSATE FIELD Vladimir A. Istomin1, 2, Dmitriy V. Izyumchenko1, Vladimir B. Krapivin1, Anna A. Troynikova1, Valeriy G. Kwon1, Daryia V. Sergeeva1, 2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, 142717, Village Razvilka, Moscow region, Russia
v_istomin@vniigaz.gazprom.ru, E-mail: D_Izyumchenko@vniigaz.gazprom.ru V_Krapivin@vniigaz.gazprom.ru A_Troynikova@vniigaz.gazprom.ru V_Kwon@vniigaz.gazprom.ru D.Sergeeva@skoltech.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6190-4183, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3422-4048, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3327-3366, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7873-1941, E-mail ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3723-9408, E-mail:
2 Skolkovo Institute of Science and Technology (Skoltech), 121205, Moscow, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6190-4183, E-mail: V.Istomin@skoltech.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3723-9408, E-mail: D.Sergeeva@skoltech.ru
Abstract: The features of the methanol and its aqueous solution application for hydrate control in the wellbores of the Chayandinskoye oil and gas condensate field are analyzed. The model compositions of formation gas and mineralized formation water of the field are given. Calculations have been carried out and some empirical correlations have been proposed to determine the moisture and methanol content of formation gas of average composition, as well as the effect of methanol and formation water on the hydrate formation conditions. Calculations of the specific consumption of aqueous methanol solutions for the prevention of hydrate formation in wellbores are presented. It is noted that in the absence of formation water in well production, the required specific methanol rate (which ensures the prevention of hydrates in the wellbore) is determined not by the gas temperature at the wellhead, but by a higher temperature (about plus 2 °C). During subsequent decrease in gas temperature (including gas throttling at wellhead and reducing the temperature in gas gathering pipeline) additional methanol rate not required. This partly unusual effect is associated with the low moisture content of the formation gas and the intensive condensation of methanol vapors from the gas phase as the gas temperature decreases. The possibility of hydrate self-inhibition of wellbores by the recovered high salinity formation water is analyzed. It is shown that in most cases the incoming reservoir water will not be enough to inhibition of the hydrate formation in wellbores. An engineering method has been developed for calculating the specific consumption of a water-methanol solution taking into account of mineralized formation water recovered by the wells. The application of methanol solutions with a concentration of 75 - 80 wt. % (depending on formation water ion compositionand its salinity). eliminates the risks of scale (halite precipitation) due to mixing methanol with formation water.
Keywords: Chayandinskoye oil and gas condensate field, gas hydrate, mineralized formation water, methanol, water methanol solution. For citation: Istomin V.A., Izyumchenko D.V., Krapivin V.B., Troynikova A.A., Kwon V.G., Sergeeva D.V. FEATURES OF METHANOL APPLICATION FOR HYDRATE CONTROL IN THE WELLBORES OF THE CHAYANDINSKOYE OIL GAS CONDENSATE FIELD. Oil & Gas Chemistry. 2022, no. 1-2, pp. 60-67. DOI:10.24412/2310-8266-2022-1-2-60-67
Введение
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) характеризуется низкими пластовыми температурами (10-12 °С) и аномально низкими пластовыми давлениями (менее 13,3 МПа). Природный газ в продуктивных горизонтах находится в равновесии с высокоминерализованной остаточной водой. Подстилающая пластовая вода также сильно минерализована. Наличия газовых гидратов непосредственно в залежах не прогнозируется из-за высокой минерализации остаточной и пластовых вод. По термодинамическим оценкам [1] для длительно работающей эксплуатационной скважины безгидратная депрессия в призабойной зоне пласта (ПЗП) составляет 1,0-1,4 МПа, варьируясь в зависимости от пластовой температуры и минерализации остаточной воды в коллекторе. В настоящее время рабочие технологические режимы эксплуатационных скважин Чаяндинского НГКМ в основном характеризуются низкими депрессиями на пласт, менее 0,5-0,7 МПа, поэтому процесс гидратообразования не затрагивает ПЗП.
На текущий момент водопроявлений в газоконденсат-ных скважинах еще не наблюдается, однако появление пластовой воды уже отмечается в продукции нефтяных скважин, разрабатывающих нефтяную оторочку ботуо-бинской залежи месторождения. Минерализация подтоварной воды находится на уровне 300 г/л. Пластовый газ, поступающий в насосно-компрессорные трубы (НКТ) эксплуатационных скважин, является частично подсушенным, так как находится в равновесии с высокоминерализованной остаточной водой, поэтому выпадения жидкой воды в нижней части ствола скважины не происходит. При движении газа по НКТ его температура становится ниже точки росы газа по гидратам, то есть возможно выпадение газовых гидратов непосредственно из паров воды, содержащихся в природном газе. Как показывают теплофизические расчеты [2], при рабочих технологических режимах большая часть длины НКТ эксплуатационных скважин находится в зоне гидратообразования.
Для предотвращения отложения гидратов в НКТ скважин их необходимо обрабатывать метанолом. В рассматриваемом случае может быть реализована как постоянная подача ингибитора через ингибиторный клапан (ИК), так и периодическая закачка метанола на забой скважины. На ряде скважин беспакерной конструкции будет возможна подача метанола на забой по затрубному пространству. Поскольку на текущий момент выноса пластовой воды в скважинах ЧНГКМ еще не наблюдается, то в качестве ингибитора можно использовать концентрированный метанол без дополнительных исследований на совместимость ингибитора и пластовой воды. Однако при появлении в продукции скважин сильноминерализованной пластовой воды возникают риски солеотложе-ния (преимущественно галита). Кроме того, пластовая вода также является ингибитором гидратообразования, так
как наличие солей снижает активность воды в водном растворе. В связи с этим необходима разработка детальной методики расчета удельного расхода метанола, учитывающей как антигидратные свойства пластовой воды, так и метанола с возможностью их синергетического действия.
Таким образом, практический интерес представляет детальный анализ особенностей предупреждения гидратообразования в НКТ эксплуатационных скважин Чаяндинско-го НГКМ для текущих пластовых давлений в продуктивных горизонтах с учетом последующего появления пластовой минерализованной воды в продукции скважин.
Модельные составы природного газа и пластовой воды Чаяндинского месторождения
Для последующих расчетов фазовых равновесий в системах «газ - ВМР - гидрат» и «газ - минерализованная вода - гидрат» использовался усредненный (модельный) состав пластового газа (табл. 1).
Что касается химического состава пластовых вод, то следует отметить его заметные вариации по площади и по разрезу Чаяндинского месторождения. Надо также сказать, что воды вендского терригенного комплекса в региональном аспекте изучены достаточно хорошо. На территории Непско-Ботуобинского региона во всех водоносных горизонтах этого комплекса они представлены схожими по составу хлоркальциевыми рассолами с минерализацией от 350 до 440 г/л и плотностью от 1,24 до 1,30 г/см3. Среди анионов доминирует ион хлора - до 99% мг/экв, а в катион-ном составе доминирует ион кальция от 30 до 80% мг/экв.
Таблица 1
Модельный состав пластового газа Чаяндинского НГКМ
Компонент Содержание, мол. %
Метан 85,179
Этан 4,564
Пропан 1,374
н-бутан 0,287
и-бутан 0,144
С5+ 0,140
Водород 0,047
Гелий 0,430
Азот 7,830
Диоксид углерода 0,006
Модельные составы пластовых вод ботуобинского,
хамакинского и талахского горизонтов
Концентрация, г/л
Ион ~ ботуобинский хамакинский талахский
Na+ 41,97 34,96 10,00
K+ 8,17 15,93 23,69
Ca2+ 68,96 63,25 89,12
Mg2+ 8,36 32,83 12,66
Cl- 218,53 276,03 231,52
Общая минерализация, г/л 346 423 367
Плотность, г/см3 1,243 1,275 1,262
Воды высокометаморфизованы, значения коэффициентов метаморфизации составляют
Na = 0,1 - 0,6;C-Na = 4_
Cl Mg
27.
В пластовых водах также содержится небольшое количество сульфатов и гидрокарбонатов, присутствуют иод и бром.
На основании результатов лабораторных исследований отобранных глубинных и поверхностных проб получен модельный состав пластовых вод разных продуктивных горизонтов (табл. 2), используемый далее в термодинамических расчетах.
Следует отметить, что эти составы получены при обобщении исследований разведочных скважин. На текущий момент делается допущение, что при появлении пластовой воды в продукции газоконденсатных скважин ее исходная минерализация примерно соответствует минерализации остаточных вод продуктивных горизонтов. Такое допущение обосновывалось в классических работах А.А. Ханина и его коллег [3] на примере южных месторождений России.
Анализ термобарических режимов работы эксплуатационных скважин Чаяндинского НГКМ проведен в работе [2]. Вынос пластовой воды в умеренных количествах (согласно проектным документам, на уровне 50-150 г/1000 м3) будет слабо влиять на температурный профиль потока флюида. Присутствие солей в жидкой водной фазе сдвигает температуру гидратообразования газа, что в некоторых случаях может привести к полному ингибированию гидратообра-зования в НКТ водопроявляющих скважин (то есть к их «самоингибированию»). Важно отметить, что с началом поступления в скважины пластовой минерализованной воды эффект разбавления конденсационной водой остаточной воды в ПЗП практически элиминируется, что может существенно повысить допустимую безгидратную депрессию на пласт (ориентировочно до 2,5-3,0 МПа) и практически во всех случаях обеспечит безгидратный режим ПЗП. От удельного количества выносимой пластовой воды будет зависеть длина участка гидратообразования в стволе скважины, а также удельный расход метанола или ВМР, обеспечивающий безгидратный режим работы скважины.
равновесии газа с водным раствором метанола, г/м3; Q2 -метанолосодержание газа на устье скважины при равновесии газа с водным раствором метанола, г/м3.
Отметим, что при подаче метанола или ВМР двухфазное равновесие «природный газ - гидрат» в стволе скважины сменяется трехфазным равновесием «природный газ - ВМР - гидрат». На рис. 1 приведены расчетные линии трехфазного равновесия «природный газ - ВМР различных концентраций - гидрат кубической структуры II» для усредненного состава пластового газа, полученные с использованием уравнения состояния СРА.
Для модельного состава газа Чаяндинского месторождения (см. табл. 1) кривая гидратообразования при контакте с чистой водой может быть описана уравнением
lnP = -2882,7 +
114236 T
■439,33 • InT,
(2)
где Р - давление, МПа; Т- температура, К.
Формула (2) применима в диапазоне температур от -15 до +20 °С (при отрицательных по Цельсию температурах имеется в виду равновесие с переохлажденной водой). Стоит отметить, что вариация состава газа по Чаяндинско-му месторождению слабо влияет на условия гидратообра-зования (не более ±0,3 °С по температуре).
Наличие метанола в водной фазе сдвигает температуру гидратообразования в сторону более низких значений. Для модельного состава газа зависимость сдвига температуры гидратообразования АТ от концентрации метанола X (% масс.) приближенно описывается соотношением
AT = - Aln
100 - X
100 - XI 1-Mw
M
M
■-- Aln
100 - X
100 - 0,4378X
(3)
Здесь Мш = 18,015 молярная масса воды, г/моль; Мм = 32,04 - молярная масса метанола, г/моль; АТ - разность между температурой гидратообразования в отсутствие метанола при заданном устьевом давлении и фактической температурой на устье скважины; А - эмпирический параметр, слабо зависящий от X и давления газа Р (МПа):
Расчет расхода ВМР для предупреждения гидратообразования в эксплуатационных скважинах без водопроявлений
Общая методика расчета удельного расхода метанола или ВМР для предотвращения гидратообразования представлена в СТО Газпром 2-3.3-1242-2021 [4]. С учетом низкой растворимости ВМР в нестабильном конденсате и его небольшого удельного количества в НКТ (до 6-7 г/1000 м3) расход ВМР для условий Чаяндинского НГКМ может быть рассчитан по упрощенной формуле материального баланса
G = -
X
2
X - X
2
•(W1 - W2 )■
100 - X
X - X
• q2
(1)
2
A = 0,471-P + 63,36.
(4)
Параметр А в формуле (4) получен аппроксимацией термодинамических расчетов трехфазного равновесия (см. рис. 1) для концентраций метанола от 0 до 60% масс. и давлений газа в диапазоне 5-15 МПа, то есть для всего рабочего диапазона устьевых параметров скважин Чаяндин-ского НГКМ. Необходимая концентрация метанола на устье Х2 определяется из формулы (3).
Влагосодержание газа № (г/м3) достаточно точно может быть рассчитано по формуле, представленной в СТО Газпром [4]:
W = awm • 750,347 •-
• exp
^ Ww + 2ßw )
(5)
где Х2 - концентрация метанола в водной фазе на устье скважины, обеспечивающая безгидратный режим ствола скважины и устья; Х - концентрация метанола в подаваемом ВМР, % масс.; - равновесное влагосодержание пластового газа с учетом минерализации пластовой воды, г/м3; - влагосодержание газа на устье скважины при
Здесь 750,347 - коэффициент для пересчета молярной доли воды в единицы измерения влагосодержания, г/м3; Рзт - давление насыщенного пара воды при заданной температуре, МПа; - молярный объем водной фазы, слабо зависящий от температуры и давления,
£ ■о-
Кривые гидратообразования газа Чаяндинского НГКМ для равновесия «природный газ - ВМР - гидрат» для различных концентраций метанола в ВМР (до 70% масс.)
16
14
12
^ 10
сю ш m от
1 -0% масс. 2-10% масс 3 -20% масс
4-30% масс
5-40% масс
6-50% масс
7 -60% масс
8 -70% масс
-50 -40 -30 -20 -10 0
Температура, °С
10
равный 18,4 см3/моль; рда - эмпирический параметр, зависящий от температуры и состава газа, определяющийся по расчетному влагосодержанию газа, см3/моль; Я = 8,31446 Дж/(молыК) - универсальная газовая постоянная; т - активность воды в ВМР.
Для системы «чаяндинский газ - вода» нами получена зависимость параметра рда от температуры:
ßw = exp(7,6137 - 0,01342-7).
(6)
Следует отметить, что формулы (5) и (6) могут быть использованы и для определения влагосодержания пластового газа. При этом вместо величины активности т необходимо использовать значение активности воды ат3 в присутствии солей (см. расчет ат3 ниже). Поскольку в ходе разработки месторождения температура в продуктивном горизонте практически не меняется, достаточно учитывать только зависимость № от давления. Такие корреляции по расчетным данным для трех продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ приведены в нашей работе [2].
Метанолосодержание газа Q при равновесии с ВМР может быть рассчитано по формуле, аналогичной (5):
Q--
am-13319 ■exp
RT (
-2ßm )
20
30
Таким образом, выше представлены схемы определения всех параметров, входящих в формулу (1), что позволяет провести расчеты удельного расхода ВМР при отсутствии водопроявлений скважин.
На рис. 2 приведена зависимость минимального удельного расхода от температуры в защищаемой от гидратов точке ствола скважины при давлении 10 МПа. Для текущего пластового давления влагосодержание пластового газа усредненно принималось равным 105 г/1000 м3. По графику видно, что кривая удельного расхода метанола проходит через максимум, отвечающий температуре +2 °С. То есть для предотвращения гидратообразования по всей длине скважины необходимо обеспечить безгидратный режим в точке НКТ с температурой +2 °С и отвечающему ей давлению 10-10,5 МПа.
На рис. 3 представлены зависимости необходимого расхода метанола от концентрации метанола в ВМР и температуры газа на устье скважины (с учетом и без учета коэффициента запаса по расходу, принятого равным 1,15). Удельный расход концентрированного метанола составляет 550-600 г/1000 м3, в то время как применение 75% масс. ВМР соответствует удельному расходу 850-900 г/1000 м3. Расчеты показывают, что в диапазоне температур +2 °С... -10 °С удельный расход ВМР, обеспечивающий безгидрат-ный режим в скважине, уменьшается с понижением температуры, что на первый взгляд кажется несколько парадоксальным. Этот эффект обусловлен двумя факторами: низким равновесным влагосодержанием пластового газа и интенсивной конденсацией испарившегося в газ метанола при понижении температуры газа (ниже +2 °С). Надо отметить, что при снижении концентрации метанола в ВМР, подаваемом в скважину, данный эффект становится менее выраженным и положение максимума на кривой расхода от температуры несколько смещается в сторону отрицательных температур. Подобный эффект не наблюдался ранее при ингибировании метанолом скважин, но отмечался на установках низкотемпературной сепарации газа.
Проведенные расчеты также показывают, что дополнительной подачи метанола при ингибировании системы вну-трипромыслового сбора газа может практически не пона-
(7)
Здесь ат - активность метанола в ВМР; Р3 т - давление насыщенных паров чистого метанола; = 38,1 см3/моль -его молярный объем; коэффициент 1331,9 г/м3 соответствует пересчету молярной доли метанола на метанолосо-держание газа в г/м3.
Для системы «чаяндинский газ - метанол» нами получена температурная зависимость коэффициент рт = Рт(7):
ßm = exp(5,8286 - 0,00443-7).
(8)
Что касается активностей воды и метанола в ВМР, то эти величины могут быть рассчитаны, например, с использованием уравнений Ван-Лаара, приведенных в СТО [4].
Минимальный удельный расход чистого метанола в зависимости от температуры в защищаемой от гидратов точке ствола скважины при давлении 10 МПа
500
475 § 450 ^ 425 400 375 350
а: о х о от
Q_
-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 Температура в защищаемой точке, °С
8 10
Рис. 1
8
6
4
2
0
Рис. 2
Зависимость минимального (а) и с запасом 15% (б) удельного расхода ВМР от концентрации метанола, обеспечивающего безгидратный режим работы устья скважин Чаяндинского НГКМ (кривые на графике соответствуют различным устьевым параметрам)
а б
900 800 700 600 500 400 300
1 - = 2 °C, P = = -2 °C, P = -6 °C, P 10,5 МПа = 10 МПа 9 МПя
2 -3
21 3
75 80 85 90 95
Концентрация подаваемого ВМР, масс. %
100
1000
„ 900 м
00 800 0
^ 700 д,
* 600
500 400
1 - T 2 °C, P = -2 °C, P = -6 °C, P = 0,5 МПа 10 МПа 9 МПа
2 - T = 3 - T =
21
3
75 80 85 90 95
Концентрация подаваемого ВМР, масс. %
100
Рис. 3
добится (как раз из-за эффекта конденсации метанола из газовой фазы при снижении его температуры). Таким образом, технологический участок «верхняя часть НКТ скважин - промысловый трубопровод» в некотором диапазоне температур как бы саморегулируется (то есть имеет место его «самоингибирование» за счет конденсации метанола из газовой фазы при снижении его температуры).
Удельный расход пластовой воды, обеспечивающий режим «самоингибирования» скважины
В случае выноса скважинами высокоминерализованной пластовой воды ее следует рассматривать как нелетучий ингибитор гидратообразования. Поэтому при достаточно больших водопроявлениях может иметь место «самоинги-бирование» скважины (то есть ее ингибирование своей пластовой водой без необходимости подачи ВМР).
Для определения необходимого для «самоингибирования» удельного количества пластовой воды можно использовать соотношение материального баланса
минерализации воды в коллекторе на уровне 350 г/л линия гидратообразования смещается на ~24 °С в сторону более низких температур.
Аналог формулы (3) для сдвига температуры гидратообразования АТв при равновесии с пластовой водой (разбавляемой конденсационной водой)
ATs = -As\naws, где As = 0,5418-Р + 63,7313,
(10)
где 3 - активность воды в солевом растворе.
Для ионного состава пластовой воды ботуобинского горизонта (см. табл. 2) нами получена зависимость, связывающая активность воды и Х3 - концентрацию солей, % масс:
1 - 0,0015783-AS - 0,0003101-Л|.
(11)
G.,, = -
Xo
Xi — Xo
■(( -W2).
(9)
Формула (9) следует из формулы (1) с учетом нерастворимости солей в природном газе и газовом конденсате. Здесь влагосодержание газа W1 и W2 отвечает равновесию «газ - минерализованная вода» с концентрациями солей Х1 и Х2 соотвественно. При этом концентрация соли Х2 (% масс.) на устье скважины будет определяться требуемым сдвигом температуры ги-дратообразования.
Результаты расчетов условий гидратообразования для ботуобинского горизонта в зависимости от минерализации пластовой воды для трехфазного равновесия «природный газ - минерализованная вода - гидрат» приведены на рис. 4. Из проведенных расчетов следует, что для пластового давления 13,3 МПа температура гидратообразо-вания при равновесии с пресной водой составляет ~19 °С, тогда как при
Влагосодержание газа на устье W2 рассчитывается по формуле (5), в которой величину ащт необходимо заменить на 3 - активность воды в минерализованном растворе для учета влияния концентрации солей в водной фазе на равновесное влагосодержание на устье скважины.
Результаты расчета удельного расхода пластовой воды с минерализацией 350 г/л (~28% масс.) для предупреждения гидратообразования в стволе скважины представлены на рис. 5.
Влияние минерализации пластовой и/или остаточной воды в коллекторе на условия гидратообразования природного газа ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ
14
12
10
от
1 - 0 г/л 6 1 5 4 3 2 1
3 - 4 - 200 г/л 250 г/л 300 г/л / / / /
5 - 6 - 350 г/л 400 г/л 1 /
/ / /
у у ' /
У, /у
—___ о
-30
-25
-20
-15
-10 -5 Температура,
10
15
20
a
Рис. 4
8
6
4
2
0
0
5
Удельный расход пластовой воды с минерализацией 350 г/л для предотвращения гидратообразования в зависимости от давления газа при разных устьевых температурах (а) и в зависимости от устьевых температур при давлении газа 9 МПа (б)
а б
о о о
о
а
Q_
3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0
8,0 8,5 9,0
Давление, МПа
9,5
10,0
0 0
3 000
2 500
1 500
а:
m 1 000
о
а
о_
500
350 г/л
-6 -5 -4 -3 -2 Температура, °С
Рис. 5
0
0
Как видно из графиков на рис. 5, при температуре на устье скважины ниже -2 °С для ингибирования гидратообразования НКТ необходимо значительное удельное количество пластовой воды (более 500 г/1000 м3), а при температуре газа на устье ниже -6 °С пластовая вода вообще не сможет обеспечить режим «самоингибирования» скважины (из-за недостаточной концентрации солей). Из расчетов также видно, что с понижением температуры газа на устье требуемый расход увеличивается в отличие от применения концентрированного метанола.
Таким образом, для условий Чаяндинского месторождения представляется маловероятным, что появляющаяся в продукции газоконденсатных скважин пластовая вода полностью обеспечит предупреждение гидратообразования в стволе скважины (то есть «самоингибирование» ствола скважины). Однако она способствует уменьшению удельного расхода метанола.
Поэтому переходим к рассмотрению совместного ингибирования НКТ скважин пластовой водой и метанолом.
Методика расчета расхода ВМР при водопроявлениях скважин
Ниже обсуждается методика моделирования фазовых равновесий и определения удельного расхода метанола и его водных растворов при водопроявлениях скважин (то есть расчеты совместного ингибирования НКТ пластовой водой и подаваемым в скважину ВМР).
Сразу отметим, что при условии выноса пластовой воды методика расчета расхода метанола существенно модифицируется. Впервые балансные соотношения для применения смешанного (или смесевого) ингибитора, содержащего летучий и нелетучий компоненты, в общем виде были рассмотрены еще в 1986 году [5] (они также приведены и в монографии [6]). Из-за низкой минерализации пластовых вод на месторождениях Западной Сибири разрабатываемая в то время методика расчета в полном объеме не была доведена до практических приложений. В то же время на месторождениях с высокой минерализацией пластовых вод (например, на Оренбургском месторождении) на практике использовались сугубо оценочные подходы, основанные на формальном использовании соотношения (1) с коррекцией значения величины AT, учитывающей минерализацию воды.
Для рассматриваемого нами случая (поступающая в скважину пластовая вода сильно минерализована, для предупреждения гидратообразования используется не содержащий солей водометанольный раствор) необходимо записать уравнения материального баланса по воде, метанолу и солям, отнесенные к 1 м3 газа: Для метанола:
Gm• ïm = q2 + g2 • ^. m 100 2 2 100
Для солей, поступающих с пластовой водой:
G • Xs1 = G • Xs'2 w1 • 100 = 2 • 100.
(12)
(13)
Для воды:
(100 - Xs 1) (100 - Xm )
Gw 1 -^ + Gm ±-^ + W1
w1 100 m 100
(100 - Xs ,2 - Xm ,2 )
100
= G2 •
W2.
(14)
Здесь Gm - удельный расход метанола (ВМР), подаваемого в скважину, г/ м3; Gw1 - количество выносимой пластовой воды, г/м3; G2 - удельное количество жидкой фазы на устье скважины, г/м3; Q2 - метанолосодержание в газовой фазе на устье скважины г/м3; W1 и ^ - влагосодержание газа в точках 1 и 2; Хт - концентрация метанола в подаваемом для ингибирования ВМР, % масс.; Хз1 - концентрация солей в пластовой воде, % масс.; Хт2 и Хз2 - концентрации метанола и солей в жидкой фазе на устье скважины, % масс.
Из соотношений (12) - (14) для расчета удельного расхода метанола или ВМР может быть получено уравнение, аналогичное соотношению (1):
Gm =
Gw,1 ((2 - Xs , 1 )+(( - W2 )X2 (100 - X2)
Xm - X 2
Xm - X2
Q (15)
где X2 = Xs , 2 + Xm , 2.
Поскольку формула (15) содержит два независимых параметра (концентрация метанола и солей в водной фазе на устье скважины), необходимо дополнительное соотношение, получаемое из формул (12) и (13) посредством исключения величины G0:
вт = в
»,1'
хт,2 х5,1 , 100
Хт,1Хв,2 Хт,1
02
(16)
100 • хт 100 - хс
х = 100• х5
100 - хт
(17)
АТ = Мт +АГо
(18)
Разумеется, формула (18) при малых концентрациях ингибиторов переходит в формулу простой аддитивности
АТ = АТт + АТ3.
Таким образом, сдвиг температуры гидратообразования АТ для смесевого ингибитора можно приближенно рассчитать следующим образом:
АТ = АТт +АТв = -Ат • 1п
100 - х,
т,2
100 - Xт,2 •И-
М
Мт
Численное решение системы двух уравнений (15) и (16), дополненной соотношением связи сдвига АТ гидратно-го равновесия с концентрациями ингибиторов ^АТ, Хт2, Хз 2) = 0 (см. ниже), позволяет определить удельный расход ВМР при наличии водопроявлений скважин, то есть с учетом выноса минерализованной пластовой воды. При практической реализации такого подхода необходимо разработать расчетную методику для определения величин, входящих в уравнения (15) и (16).
Для расчета удельного расхода метанола необходимо знать влаго- и метанолосодержание газа в равновесии с раствором метанола, дополнительно содержащим соли. Для этого могут быть использованы формулы (5) и (7), но с учетом влияния солей на активности компонентов. Эти активности принципиально могут быть рассчитаны с использованием моделирующих гидраты компьютерных программ. Однако представляет практический интерес разработать упрощенную методику расчета, оставаясь в основном в рамках СТО Газпром 2-3.3-1242-2021, в которой фактически рассматривается влияние только отдельных ингибиторов гидратообразования.
Так, для расчета совместного влияния метанола с концентрацией Хт2 и солей с массовой концентрацией Хз2 на условия гидратообразования можно попытаться использовать аддитивную схему. Однако проведенный нами термодинамический анализ показал, что аддитивная схема, в которой сдвиг гидратного равновесия АТ равен сумме сдвигов равновесия АТт и АТз от каждого ингибитора при фактических массовых концентрациях ингибиторов в растворе, приемлема только при низких концентрациях ингибиторов в водном растворе.
Дальнейший анализ показал, что аддитивная схема может быть модифицирована: вклад каждого компонента должен определяться при его эффективной концентрации в растворе. Эффективные концентрации метанола Хт и солей Х5 в тройном растворе следует определять как концентрацию одного ингибитора без учета второго ингибитора (и наоборот), то есть по формулам:
где Хт и Хз - фактические концентрации метанола и солей (% масс.) в тройном растворе. Далее для эффективных концентраций Хт и х5 находим АТт и АТ8. Тогда общий сдвиг гидратного равновесия АТ определяется уже как аддитивный вклад каждого компонента, но при их эффективных концентрациях:
-А51п (1 - 0,0015783 • х5 2 - 0,0003101 • х|2). (19)
Проверка по фактическим экспериментальным данным показала, что формула (19) вполне работоспособна до АТ ~30 °С с погрешностью ~5%.
Численная проверка также показала, что, аналогичная процедура вполне применима и для расчета влагосодер-жания и метанолосодержания газа над тройным раствором (вода-соль-метанол). При этом нужно рассчитывать активности воды и метанола в тройном растворе. Активность воды в тройном растворе приближенно может определяться как произведение активностей воды в бинарных растворах при эффективных концентрациях соли и метанола. Что касается активности метанола в тройном растворе, то она может приближенно определяться с использованием эффективной его концентрации Хт.
Таким образом, предложены простые приближенные формулы определения всех соотношений, необходимых для расчета минимально необходимого удельного расхода ВМР с учетом выноса пластовой минерализованной воды.
Важно еще отметить, что применение в качестве ингибитора концентрированного метанола связано с рисками солеотложений при смешении метанола с высокоминерализованной пластовой водой. Проведенные нами термодинамические расчеты, основанные на растворимости хлорида натрия в ВМР различных концентраций, показали, что для пластовой воды ботуобинского горизонта с минерализацией 350 г/л и текущим содержанием хлорида натрия (см. табл. 1) использование ВМР 80% масс. не приведет к осаждению галита. Тогда как д ля пластовой воды хамакинского горизонта допустимой является концентрация метанола в ВМР на уровне 75% масс. В то же время для талахского горизонта из-за низкого содержания хлоридов натрия и калия уже можно использовать метанол 90% масс. без риска отложения галита.
Результаты проведенных расчетов расхода ВМР от количества выносимой воды приведены на рис. 6.
Из графиков видно, что при умеренном выносе пластовой воды (до ~80-90 г/1000 м3) расход ВМР уменьшается с понижением устьевой температуры. Это связано с низким содержанием воды в системе и сильной конденсацией метанола при пониженных температурах. Однако при увеличении выноса воды до 100 г/1000 м3 и более расход метанола уже значительно возрастает при снижении устьевых температур.
Заключение
Таким образом, в работе выявлены и проанализированы особенности ингибирования метанолом газоконденсатных скважин Чаяндинского НГКМ, характеризующихся температурами газа на устьях скважин ниже 0 °С.
Проведены расчеты удельного расхода метанола различных концентраций, обеспечивающий безгидратный режим работы НКТ на период отсутствия водопроявлений газоконденсатных скважин. Показано, что расход концен-
и
£ ■о-
Зависимость минимального (а) и с запасом 15% (б) удельного расхода ВМР (80% масс.) от количества выносимой пластовой воды
800
3 700
м3
0 0 600
0
/1г 500
400
В
д о 300
X
с
а Q_ 200
100
1 1 1 T- CM CO J T= 2°C,P T = -2 °C, P T = -6 °C, P = 10,5 МПа = 10 МПа = 9 МПа
3
2
1
100 200 300 400
Вынос минерализованной воды, г/1000 м3
б
1000
д о
X
с а
0_
500
800
600
400
200
1 1 1 T- CM со Г= 2 °C,P Г = -2 °C, P Г = -6 °C, P 10,5 МПа = 10 МПа = 9 МПа
3
1 2
100 200 300 400
Вынос минерализованной воды, г/1000 м3
500
Рис. 6
а
0
0
0
0
трированного метанола (95-100% масс.) составит 500600 г/1000 м3. В этом случае использование ВМР с концентрацией 75-80% масс. нецелесообразно, так как приводит к существенному увеличению удельного расхода - до 850900 г/1000 м3
Проанализированы ингибирующие свойства пластовой воды с учетом ее высокой минерализации вплоть до «самоингибирования» НКТ при наличии водопроявлений скважин. Отмечено, что для термобарических условий продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения реализация режима «самоингибирования» НКТ пластовой водой является практически маловероятной. Реализация
такого режима маловероятна даже до глубины расположения ингибиторного клапана. В связи с этим детально разработана методика проведения инженерных расчетов удельного расхода метанола и его водных растворов в зависимости от удельного количества пластовой минерализованной воды и ее состава. Проведенная оценка рисков солеотложений (преимущественно галита) в НКТ водопро-являющих скважин при подаче концентрированного метанола в НКТ через ингибиторный клапан показывает, что в большинстве случаев галитоотложения можно избежать при переходе с концентрированного метанола на ВМР с концентрацией метанола 80% масс.
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
1. Истомин В.А., Федулов Д.М., Сергеева Д.В. и др. Гидратообразование при добыче газа на Чаяндинском НГКМ. Ч. 1. Призабойная зона // Газовая промышленность. 2022. № 2. C. 34-42.
2. Истомин В.А., Крапивин В.Б., Тройникова А.А.и др. Гидратообразование при добыче газа на Чаяндинском НГКМ. Ч. 2. Газоконденсатные скважины // Газовая промышленность. 2022. № 3. C. 20-26.
3. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М.: Гостоптехиз-дат, 1963. 208 с.
4. СТО Газпром 2-3.3-1242-2021 Методика расчета норм расхода химических реагентов для газодобывающих дочерних обществ ПАО «Газпром».
5. Истомин В.А. К расчету расхода смешанных ингибиторов гидратоо-бразования // Особенности разработки и эксплуатации месторождений Западной Сибири при водонапорном режиме. М.: ВНИИГАЗ, 1986.С. 30-38.
6. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2005. 556 с.
REFERENCES
1. I stomin V.A., Fedulov D.M., Sergeyeva D.V. Hydrate formation during gas production at the Chayandinskoye oil and gas condensate field. Part 1. Bottom hole zone. Gazovaya promyshlennosf, 2022, no. 2, pp. 34-42 (In Russian).
2. I stomin V.A., Krapivin V.B., Troynikova A.A. Hydrate formation during gas production at the Chayandinskoye oil and gas condensate field. Part 2. Gas condensate wells. Gazovaya promyshlennosf, 2022, no. 3, pp. 20-26 (In Russian).
3. Khanin A.A. Ostatochnaya voda vkollektorakh nefti igaza [Residual water in oil and gas collectors]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1963. 208 p.
4. STO Gazprom 2-3.3-1242-2021 Metodika rascheta norm raskhoda khimicheskikh reagentov dlya gazodobyvayushchikh dochernikh obshchestv PAO «Gazprom» [STO Gazprom 2-3.3-1242-2021 Methodology for calculating
chemical reagent consumption rates for gas producing subsidiaries of Gazprom PJSC].
5. I stomin V.A. K raschetu raskhoda smeshannykh ingibitorov gidratoobrazovaniya. Osobennosti razrabotki i ekspluatatsii mestorozhdeniy Zapadnoy Sibiri pri vodonapornom rezhime [On the calculation of the consumption of mixed inhibitors of hydrate formation. Features of the development and operation of deposits in Western Siberia in the water-pressure regime]. Moscow, VNIIGAZ Publ., 1986. pp. 30-38.
6. I stomin V.A., Kvon V.G. Preduprezhdeniye ilikvidatsiya gazovykh gidratov v sistemakh dobychigaza [Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2005. 556 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Истомин Владимир Александрович, д.х.н., проф., г.н.с., 000 «Газпром ВНИИ-ГАЗ», Сколковский институт науки и технологий (Сколтех). Изюмченко Дмитрий Викторович, к.т.н., начальник центра технологий добычи газа, 000 «Газпром ВНИИГАЗ».
Крапивин Владимир Борисович, м.н.с., 000 «Газпром ВНИИГАЗ». Тройникова Анна Аллександровна, н.с., 000 «Газпром ВНИИГАЗ». Квон Валерий Герасимович, к.т.н., начальник лаборатории, 000 «Газпром ВНИИГАЗ». Сергеева Дарья Викторовна, к.т.н., н.с., 000 «Газпром ВНИИГАЗ», Сколковский институт науки и технологий (Сколтех).
Vladimir A. Istomin, Dr. Sci. (Chem.), Prof., Principal Scientist, Gazprom VNIIGAZ LLC, Skolkovo Institute of Science and Technology (Skoltech). Dmitriy V. Izyumchenko, Cand. Sci. (Tech.), Head of Gas Production Technology Center, Gazprom VNIIGAZ LLC.
Vladimir B. Krapivin, Junior Research, Gazprom VNIIGAZ LLC.
Anna A. Troynikova, Researcher, Gazprom VNIIGAZ LLC.
Valeriy G. Kwon, Cand. Sci. (Tech.), Gazprom VNIIGAZ LLC.
Daria V. Sergeeva, Ph.D. (Tech.), ,Researcher, Gazprom VNIIGAZ LLC, Skolkovo
Institute of Science and Technology (Skoltech).
