CC BY
53
66
УДК 622.276.344:577
Расчёт потребности ингибиторной композиции для предупреждения гидратообразования в скважинах Уренгойского месторождения
Ю.А. Беляев ( Москва, Россия )
belyaev-y@yandex.ru
ст. н. с. «Научного центра нелинейной волновой механики и технологии» РАН, канд. техн. наук.
А.Г. Чукаев
chukaev@gmail.com
вед. н. с. «Научного центра нелинейной волновой механики и технологии» РАН, доктор техн. наук.
Изучена температурная депрессия антигидратной ингибиторной композиции на основе аммиака. Проведены расчёты потребности композиции для скважин Уренгойского месторождения.
Материалы и методы
Лабораторные исследования, расчёты.
Ключевые слова
нефть, газ, гидраты, аммиак, антигидратный ингибитор, лабораторные исследования, расчёты
The calculation of the needs of the inhibitor compositions to prevent hydrate formation in the wells of the Urengoy field
Authors
Yuri A. Belyaev ( Moscow, Russia )
SR "Scientific Center of Nonlinear Wave Mechanics and Technology" RAS, Ph.D.
Aleksey G. Chukaev
SR "Scientific Center of Nonlinear Wave Mechanics and Technology" RAS, Ph.D
Abstract
Studied temperature depression antihydrate inhibitor compositions on the basis of ammonia. The calculations of the needs of the compositions for the wells of the Urengoy field. Materials and methods Laboratory studies, calculations. Results
Specified temperature depression inhibitor composition of water-methane-ammonia depending on the concentration of ammonia. The calculation of the needs of the compositions for the prevention of hydrogenation five samples of the Urengoy oil.
Одним из основных осложнений при добыче и транспорте нефти и газа является образование и отложение гидратов в стволах газовых и нефтяных скважин, коммуникациях, аппаратах систем сбора, а также в магистральных газо- и нефтепроводах. Это явление наиболее выражено на дальнем Севере в условиях вечной мерзлоты. Для предупреждения возникновения и ликвидации газогидратных и парафиногидратных отложений (ПГО) в скважинах и трубопроводах предложено значительное количество анти-гидратных ингибиторов (АИ) и технических решений [1-4]. В промысловой практике для очистки от гидратов особенно газовых скважин чаще всего применяют метанол [5-6]. Однако, он летуч, является высоко токсичным реагентом, требует особых условий хранения, отпуск его находится под особо строгим контролем.
В технологической практике наиболее предпочтительны ингибиторы с высокой упругостью паров. Они позволяют защищать гидратоопасный интервал большей протяжённости. Основной характеристикой любого антигидратного ингибитора является величина снижения температуры начала фазового перехода по сравнению с температурой начала гидратообразования (НГО) в системе газ-вода, т.е. температурная депрессия.
Из применяемых АИ аммиак обладает наибольшей упругостью паров. В этой связи на лабораторной установке высокого давления, технологическая схема которой представлена в работе [3], была исследована зависимость изменения температурной депрессии от количества добавляемого в систему аммиака. Результаты представлены в таблице 1.
Экспериментальные данные показывают, что подача аммиака в систему метан-вода, ведёт к росту температурной депрессии, причём она в 2-3 раза повышается с увеличением количества аммиака. Причем подобная тенденция наблюдается и при повышении давления в системе. Но этот рост менее существенен.
Результатом обработки экспериментальных данных явилось получение расчетных зависимостей, позволяющих определять точки равновесных температур начала гидратообразования. системы вода-метан и вода-метан-аммиак, с погрешностью аппроксимации не превышающей 1% (таблице 2).
Приведённые экспериментальные данные позволяют также произвести расчёт потребности ингибиторной композиции на водоаммиачной основе для предупреждения загидрачивания нефтяных скважин.
Расчеты были проведены по характеристикам работы скважин Уренгойского месторождения. Исходные данные для расчёта приведены в таблице 3.
Расчёт необходимого количества аммиачного раствора 28%-ной концентрации в качестве антигидратного ингибитора проводили по модифицированной формуле [3]:
g уд — расход 28%-ого водоаммиачного
раствора, кг на 1 т добытой нефти ;
С1 — весовая концентрация свежего раствора, % ;
С2 — весовая концентрация
отработанного раствора, %
Wн — обводнённость нефти, кг/тонну нефти
а — равновесная концентрация аммиака в газовой
фазе, ( г/юоом3 газа, на 1% ИН3 в жидкой фазе)
определяется по монограмме.
в — газовый фактор, тыс. м3 /т.
Система вода-метан + NH3, % мас
Давление, ати
50 6о 70 8о 90
Равновесная темп-ра начала гидратообразования системы вода-метан, 0С 5,8 7,5 8,9 10,2 11,3
Температурная депрессия системы вода-метан-аммиак, ос
2,4 2,5 2,6 2,7 3,0
4,0 4,3 4-5 4,8 5,0
5,2 5,8 6,3 6,6 7,2
6,6 7,6 7,6 8,8 9,4
Таб. 1 — Температурная депрессия в процессе гидратообразования системы вода-метан и вода-метан-аммиак
о
В таблице 4 приведены данные расчета расхода ингибиторной композиции. Экспериментальные данные получены при давлении 120 ати.
Заключние
Расчеты показывают, что для более обводнённой скважины № 6462 (8,4%) требуется наибольшее количество антигидратного ингибитора (25,28 кг/т).
Установлено, что в присутствии ингибитора гидратообразования 28%-ой водоаммиач-ной смеси не требуется большого количества ингибитора, а равновесная температура гидратообразования (температурная депрессия) понижилась на 5-80С, что коррегирует-ся с данными таблице 1. Установлена слабая зависимость температурной депрессии от расхода ингибитора, что возможно связано с
составом газа растворенного в нефти. Итоги
Определены температурные депрессии ингибиторной композиции вода-метан-аммиак в зависимости от концентрации аммиака. Проведён расчёт потребности композиции для предупреждения загидрачивания пяти проб Уренгойской нефти.
Выводы
На основе экспериментальных данных рассчитана зависимость депрессия метан-во-до-аммиачной композиции от концентрации аммиака и давления в смеси. Дается расчетнаяформула, по которой определено необходимое количество ингибитора для действуюших скважин Уренгойского месторождения.
Conclusions
On the basis of experimental data the calculated dependence of depression methane-water-ammonium composition of ammonia concentration and pressure in the mixture. Given the calculation formulapa, which determines the necessary number of inhibitor for current wells Urengoy field
Keywords
oil, gas hydrates, ammonia, antihydrate inhibitor, laboratory researches, calculations
References
1. Khoroshilov V.A., Belyaev Yu.A. i dr. Sostav dlya predotvrashcheniya parafinogidratnykh otlozheniy
i korrozii v skvazhine pri dobyche nefti. [Ingredients to avoid parafinogidratnyh deposits and corrosion in the well for oil production] Patent R.F.№ 1806161, 30.03.93 g. Byulyuten inventions. № 12.
2. Belyaev Yu.A. Preduprezhdenie vozniknoveniya gidratnykh, parafinogidratnykh otlozheniy
i korrozii vskvazhinakh pri dobyche serovodorodsoderzhashchey nefti [Preventing hydrate, parafinogidratnyh deposits and corrosion in the wells in the extraction of oil sour]. Ekspozitsiya Neft' Gaz, 2011, issue 3/H, pp. 55-56.
3. Belyaev Yu.A. Issledovanie effektivnosti antigidratnykh ingibitorov [Study of the effectiveness of inhibitors antigidratnyh]. Ekspozitsiya Neft' Gaz, 2011, issue 2/H. pp.12-13.
4. Makagon Yu.F. Gidraty prirodnykh gazov [Hydrates of Natural Gases] Moscow: Nedra, 1974, p.33, 208p.
5. Gritsenko A.I., Istomin V.A., KulkovA.N., Suleimanov R.S., Sbor i promyslovaya podgotovka gaza na svernykh mestorozhdeniyakh Rossii [Collection and field preparation Fold gas fields in Russia] Moscow: Nedra, 1999, pp. 272 474p.
6. Istomin V.A. Preduprezhdenie
i likvidatsiya gazovykh gidratov vsisteme sbora ipromyslovoy obrabotki gaza i nefti [Prevention and elimination of gas hydrates in the system of data collection and field processing of gas and oil] Moscow: VNII Egazprom, 1990, 214p.
Ингибиторная ситема Конц. ингибитора, % масс. Расчетные зависимости
Метан-вода — t = 21,60 lg p - 30,9125
Метан-вода-аммиак 3 t = 19, 9827 lg p - 30,5616
- 5 t = 17,1236 lg p - 27,2058
- 7 t = 14,9664 lg p - 24,67685
— 9 t = 11,2846 lg p - 20,1185
Таб. 2 — Уравнения для теоретического расчёта равновесной температуры начала гидратообразования в системе метан-вода и метан-вода-аммиак
ы н т .a т с о /т £ /с
и жи а в и т/ т, X :ш н д о S >s 1 ° вто т. с а л п Р t пласт0С
ск 01 z би е d в б О%
6478 40 1,4 1561 226 80
6448 50 2,2 1895 243 80
6462 50 8,4 1806 249 78
6265 60 0,2 370 263 78
6295 105 0,97 260 263 80
я ■
40 54 30 80 110
0С «4 ш Д h ое «4 V -ч сое
е, .a
ст у а н e S лаг пла m со 0 >-гос а у ла m x
9 2,5 0,27
6 2,5 0,20
8 2,3 0,24
6 2,5 0,16
7 2,6 0,12
Таб. з — Данные работы скважин Уренгойского месторождения
скважины
6478 6448 6462 6265 6295
Равновесная т-ра НГО при Ру и ty, без ИГ "С*
15,57
17,9
13,5
22,4
23,3
Расчётное Расчётное к-во ИГ, к-во ИГ,
кг/т
6,60 19,19 25,28 3,22 13,25
л/час
12,26 44,52 58,65 8,98 42,06
Равновесная т-ра НГО в присутствии ИГ, "С*
10,55
10,6
6,5
17,3
16,8
Температурная депрессия, "С
5,02 7,3 8,0 5,1 6,5
Таб. 4 — Результаты расчета
Список использованной литературы
Хорошилов В.А., Беляев Ю.А. и др. Состав для предотвращения парафиногидратных отложений и коррозии в скважине при добыче нефти. Патент Р.Ф. № 1806161, 30.03.93 г. Бюл. изобр. № 12.
Беляев Ю.А. Предупреждение возникновения
гидратных, парафиногидратных
отложений и коррозии в скважинах при добыче
сероводородсодержащей нефти // Экспозиция
Нефть Газ. 2011. № з/Н. С. 55-56.
Беляев Ю.А. Исследование эффективности
антигидратных ингибиторов // Экспозиция
Нефть Газ. 2011. 2/Н. С. 12-13.
Макагон Ю.Ф. Гидраты природных газов.
М.: Недра, 1974. С. 33. 208с.
Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на сверных месторождениях России. М.: Недра, 1999. С. 272, 474с. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системе сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. 214 с.
