Условие образования и анализ методов борьбы с гидратоотложением

      Содержание

Введение
1. Теоретическая часть
2. Отраднинское ГКМ
3. Условие образования и анализ методов борьбы с гидратоотложением





















Введение

     Одна из основных проблем при эксплуатации газоконденсатных месторождений является гидратообразование. Одинм из факторов, обусловливающих образование гидратов природных газов, является насыщение последних парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры.
     Образование гидратов может нарушить не только работу отдельной скважины, но и месторождения в целом. Для борьбы с гидратообразованием на промыслах применяют множество различных способов.Техногенные газовые гидраты могут образовываться в системах добычи газа: в призабойной зоне, в стволах скважин, в шлейфах и внутрипромысловых коллекторах, в системах промысловой и заводской подготовки газа, а также в магистральных газотранспортных системах. В технологических процессах добычи, подготовки и транспорта газа твердые газовые гидраты вызывают серьезные проблемы, связанные с нарушением протекания этих процессов. К газопромысловым системам, в которых возможно образование техногенных газовых гидратов, относятся: - призабойная зона скважин, ствол скважины; - шлейфы и коллекторы; - установки подготовки газа; - головные участки магистральных газопроводов; - газораспределительные станции; - внутрипромысловые и магистральные продуктопроводы; - установки заводской обработки и переработки газа.
      Наиболее часто эта проблема встречается при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. В связи с низкими пластовыми температурами и суровыми климатическими условиями этих районов создаются  наиболее благоприятные условия для образования гидратов в скважинах и газопроводах. Предотвращение этих осложнений при сниженных эксплуатационных затратах является актуальной проблемой.
     
     Целью дипломной работы являетсяанализ методов борьбы с гидратоотложением на Отраднинском ГКМ.
     Задачи:
1. Расчётравновесных условий образования гидратов.
2. Расчётравновесных условий образования гидратов с учетом изменения состава пластового газа в процессе разработки.
3. Оценка влияния солености пластовой воды на условия образования гидратов.
4. Оценка влияния ингибитора на условия образования гидратов
5. Анализ методы борьбы с гидратообразованием.




















Теоретическая часть

      Газовые гидраты – это кристаллические химические соединения, которые образуются при взаимодействии воды и низкомолекулярных газов при определенных термодинамическихусловиях. Внешне гидраты напоминают снег или лед.
      По структуре газовые гидраты это соединения включения (клатраты), которые образуются путем внедрения молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Эти пустоты обычно представляют в виде многогранников, в вершинах которых находятся атомы кислорода, а ребра изображают водородные связи. Рентгенографически установлено несколько типов кристаллической решетки гидратов. Основными структурами являются:  кубическая структура I (КС-I) , и кубическая структура II (КС-I) (рисунок 1) и гексагональная структура III (ГС-III). Молекулы газа-гидратообразователя находятся в полостях решетки, которая может существовать только при наличии этих молекул.
      Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот  образуют гидраты структуры I, причем идеальная формула полностью насыщенного газом гидрата в этом случае будет 8М·46Н2О (или М·5,75Н2О), где М– молекула гидратообравзователя. Пропан и изобутан образуют гидраты структуры II с идеальной формулой 8М·136Н2О (М·17Н2О). Углеводороды с размерами молекул больше, чем у изобутана гидратов не образуют.
      При добыче природного газа, который представляет собой смесь различных газов, образуются смешанные гидраты типа: С3Н8·2СН4·17Н2О, т.е. малые полости решетки структуры II занимает газ, самостоятельно образующей гидраты структуры I. 
      
      Рисунок 1 – Кристаллическая решетка газового гидрата [1].
      а) элементарная ячейка гидрата структуры I. б) элементарная ячейка гидрата структуры II.
      В гидратах КС-I элементарная ячейка содержит 46 молекул Н2О, которые образуют две малые и шесть больших полостей. В гидратах КС-II на элементарную ячейку приходится 136 молекул Н2О, 16 малых и восемь больших полостей. В клатратных гидратах ГC-III на одну большую полость приходится пять малых полостей. Характерной особенностью гидратов этой структуры является наличие очень больших полостей, которые могут заполняться крупными молекулами, причем без заполнения значительной доли малых полостей молекулами вспомогательных газов, таких, как СН+, Н2. Стабилизация этой структуры невозможна. 
      С точки зрении практических приложений для газовой промышленности (предупреждение техногенных гидратов, природные газогидраты, промышленные газогидратные технологии) основной интерес представляют только две кубические структуры – КС-I и КС-II, различающиеся размерами элементарных ячеек, типами и размерами полостей. Только эти две газогидратные структуры и реализуются в природных газовых и газоконденсатных системах. В то же время гидраты структуры ГС-III прогнозируются в нефтегазовых системах.
      В настоящее время установлено, что индивидуальные газы СН4, CO2, Н2S, Хе, CF4, C2H6, С2H4 образуют (по крайней мере при низких давлениях) гидраты структуры КС-I, а газы Аr, Кr, О2, N2, С3Н8, i-С4 Н10–структуры КС-II. Тогда как циклопропан в зависимости от термодинамических условий образует как гидраты КС-I, так и КС-II. Что касается n-С4Н10 то молекулы его могут включаться в состав смешанного гидрата структуры, однако индивидуальный гидрат n-С4H10 не образуется (молекулы нормального 6утана могут включаться в большие полости только в определенной конформации). 
      Гидраты природных углеводородных газов образуют главным образом структуру II. 
      Что касается газовых гидратов, образующихся из многокомпонентных углеводородных смесей, то в зависимости от компонентного состава газовой фазы могут образовываться гидраты обеих структур: природные газы газовых месторождений (при содержании пропана изобутана менее 0,3-0,6%), а также газы, содержащие значительное количество неуглеводородных компонентов (сероводорода н-азота) образуют гидраты КС-I, тогда как для природных газов газоконденсатных месторождений характерно образование гидратов КС-II[1].
      
      1.2 Термобарические условия образования гидратов

     Для образования газовых гидратов необходимыми условиями являются  наличие воды и газа, пониженные температуры, и определенные давления.  Условия образования гидратов для газов различного состава принято изображать в виде гетерогенных диаграмм состояния в координатах температура - давление, которые показывают начальные условия образовании гидратов отдельных газов или их смесей. На рисунке 2 показана такая диаграмма в общем виде для бинарных систем N2; Аr; СО2. Рассмотрим их подробнее на примере гидрата СО2. Кривая Аbd характеризует упругость пара углекислоты в твердом (Аb) и жидком (bd) состояния; ОВЕFG– кривая зависимости температуры замерзания чистой воды от давления; ??– кривая упругости паров воды от температуры; при соответствующих р и Т ниже кривой ?? вода находится в паровом состоянии; АВСD– равновесная кривая образования (разложения) гидрата. Левее этой кривой гетерогенная система газ-вода находится в гидратном состоянии; правее кривой АВСD гидрат отсутствует. На участке АВ в равновесии находится газ в свободном паровом состоянии, лед и гидрат. На участке СD– жидкий газ, жидкая вода и гидрат. На участке ВС – газ, жидкая вода и гидрат.
     Диаграммы гетерогенного состояния системы газ-вода характеризуются наличием нескольких квадрупольных точек, определяемых пересечением отдельных кривых состояния компонентов. На диаграмме впределах приведенных величин давления и температуры квадрупольными являются точки А В, С и D. , 
     
     Рисунок 2 –Фазовая диаграмма p-t гетерогенного состояния системы CO2-H2O[1].
     Точка А определяется пересечением кривой упругости паров газа-гидратообразователя (Аbd) и равновесной кривой образования гидрата при t<0°С. В точке А в равновесии находятся газ в твердом, свободном состоянии, гидрат и лед. Для гидрата углекислоты первая квадрупольная точка определяется весьма низким давлением – 4·106  МПа и температурой минус 
150 °С. Точка В является второй квадрупольной точкой и определяется пересечением равновесной кривой гидратообразования АВС с кривой замерзания воды ОЕ. В точке В находятся в равновесии газ, вода, лед и гидрат.
     Третьей квадрупольной точкой является точка С, положение которой определяется пересечением кривой упругости паров газа-гидратообразователя Аbd и равновесной кривой образовании гидрата ВcD при t>0°С. В точке С находятся в равновесии газ, вода, гидрат и сжиженный газ. Ряд исследователей считают температуру точки С критической, т. е. температурой, выше которой гидрат не может образоваться при любом давлении. Этими исследователями была установлена критическая температурагидратообразования: метана плюс +21,5°С, этана +14,5°С, пропана +8,5°С, угле-кислоты +10°С. С таким утверждением нельзя согласиться, так как температура точки С может соответствовать критической лишь для газов, производная которых при давлениях выше точки С будет ?t/?p<0, например, для пропана и хлороформа. Большинство же газов при давлениях выше точки С характеризуется отношением ?t/?р>0, например, этан, углекислота, сероводород и т. д. 
     Температура точки С и общем случае определяет давление, выше которого гидрат образуется не из газообразного, а из конденсированного гидратообразователя. Следующей квадрупольной точкой является точка D, в которой в равновесии находятся гидрат, лед, вода и газ. 
     Для газов, критическая температура которых ниже равновесной температуры гидратообразования, диаграмма гетерогенного состояния системы газ-вода характеризуется наличием трех квадрупольных точек. На рисунке 3 приведена такая диаграмма для метана. Квадрупольные точки – А, В и D. Aabd – кривая упругости пара метана; Aa – над твердым метаном; ab – над жидким метаном; ABD – равновесная кривая гидратообразования; OBEFG – температура замерзания воды в зависимости от давления.
     
Рисунок 3 –Фазовая диаграмма p-t условий образования гидрата метана [1].
     Для практики значительный интерес представляют гидраты инертных газов. На рисунке 4 приведены равновесные кривые образования гидратов аргона, криптона и ксенона, а также кривые гидратообразования метана и азота. 
     
Рисунок 4 – Условия образования гидратов инертных газов, метана и азота[1].
      Следует отметить, что других соединений инертных газов в природе неизвестно и что температура существования их гидратов достигает очень высоких значений; для аргона 42°С; криптона 63°С, ксенона 80°С. При атмосферном давлении гидраты этих газов существуют соответственно при минус 124, 51 и 12°С. Для газодобывающей промышленности наибольший интерес представляет зона, определяемая условиями образования гидратов в области умеренных давлений и положительных температур, так как в этих условиях происходит интенсивное образование н накопление гидратов вследствие избытка жидкой воды[1].

2. Отраднинское газоконденсатное месторождение.

2.1 Общие сведения

     Город Ленск - административный центр Ленского района и пятый по величине город в Республике Саха (Якутия) с населением 25 тыс. человек. Расположен в среднем течение реки Лена на юго-западе Республики Саха (Якутия). 
     Граничит на севере – с Мирнинским районом Республики Саха (Якутия), на востоке – с Олекминским и Сунтарским районами Республики Саха (Якутия), на юге и западе – с Иркутской областью. 
      Расстояние от центра города Ленск до столицы Республики Саха (Якутия) город Якутск: наземным путем – 1001 км, воздушным путем – 810 км, расстояние до ближайшей  железнодорожной станции (ст. Лена) – 951 км.Материалы и оборудование доставляются по железной дороге до станции Лена, откуда водным путем по р. Лена доставляются в г. Ленск. Из г. Ленска грузы на месторождение доставляются автотранспортом по зимнику, действующему с ноября по апрель.
     Среднегодовая температура воздуха равна - 6,7?. Среднегодовая амплитуда температуры воздуха достигает 48?: от –29.8? в январе до +17.6? в июле. Абсолютный минимум температуры –52?, абсолютный максимум +36?.
      Многолетнемерзлые породы, в основном, распространены в долинах рек, ручьев, реже на склонах и водоразделах. Мощность их в долинах рек 25–66 м. Глубина сезонного оттаивания до 2 м, оттаивание начинается в начале мая после таяния снегов.
      Рельеф слабоволнистый и холмисто-грядовый, абсолютные отметки высот 400–490 м. Водоразделы плоские или округлые. Склоны в верхней и средней части пологие (3–5 град.) или средней крутизны (8–10 град.), в нижней части их крутизна увеличивается до 20–25 град., иногда до крутых 30–35 град, и обрывистых.Гидрография района месторождения принадлежит бассейну реки Нюи и представлена реками Орто-Сала, Оччугуй-Мурбайы - левых притоков реки Июя и рядом других более мелких. Речные долины на равнинах и, особенно в низменностях, широкие с пологими склонами и поймами. Озера преимущественно бессточные, пресные. Наиболее широкое распространение в пределах территории получили термокарстовые озера.
      В настоящее время город Ленск формируется как нефтегазодобывающая столица Республики Саха (Якутия). Здесь функционируют крупные предприятия российского и мирового уровня, такие как ОАО «АК «АЛРОСА», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «Газпром». 
     В апреле 1993 года на территории Ленского района Республики Саха (Якутия) в шестидесяти пяти километрах к северо-западу от Ленска было открыто Отраднинское газоконденсатное месторождение. Для выполнения работ по геологическому изучению, разведке и добыче углеводородного сырья на Отраднинском участке в рамках реализации государственной целевой программы «Газификация населённых пунктов РС (Я) в 2007–2011 годах и основные направления газификации до 2020 года» 26 мая 2006 года республиканской компанией ОАО «Сахатранснефтегаз» было учреждено общество с ограниченной ответственностью «Ленск-Газ».
     Сегодня важнейшее направление деятельности ООО «Ленск-Газ» — газификация городских объектов, а главная цель — надёжное и устойчивое снабжение потребителей Ленска природным газом. Источником топлива — сырьевой базой для выполнения этих задач и стало Отраднинское газоконденсатное месторождение (ГКМ).
     К поставке природного газа потребителям Ленска предприятие приступило в IV квартале 2009 года. В производственные функции ООО «Ленск-Газ» также вошли добыча, подготовка и транспорт природного газа с установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Отраднинского ГКМ до автоматизированной газораспределительной станции (АГРС) «г. Ленск» по магистральному газопроводу протяжённостью 59,1 км. С этого момента общее количество крупных потребителей отраднинского газа непрерывно увеличивается. Сегодня их уже одиннадцать. Стабильно растёт и количество мелких потребителей, что даёт возможность говорить о динамичном расширении клиентской базы и росте продаж в целом.
     Важным условием для успешной реализации программы газификации Ленска стала модернизация существующих нефтяных и угольных котельных и строительства новых, изначально предназначенных для работы на газовом топливе. Проектными решениями предусматривается газификация восемнадцати котельных Ленска и строительство семи газорегуляторных пунктов для подачи газа населению. Программа газификации города включает и прокладку 71080 метров городских сетей газоснабжения высокого и низкого давления. Из них на газопровод высокого давления приходится 29400 м и 41680 м — на газопровод низкого давления. Для удовлетворения основных потребностей в природном газе наиболее важных социальных объектов, составляющих основной объём газопотребления Ленска, в 2009–2010 годах было проложено 22730 м газопроводов высокого давления городских сетей газоснабжения.
     







2.2. Характеристика пластов.

Месторождение расположено в северо-западной части Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и приурочено к одноименной сложно построенной положительной структуре, расположенной в пределах Северо-Нюйской чешуйчато-надвиговой зоны. По отражающему горизонту КВ размеры Отрадненской структуры составляют 87х5 км (по расчетной изогипсе -2150 м), амплитуда 310 м. Площадь структуры 454 км2. Структура осложнена пятью брахиантиклиналями низшего порядка, амплитуда которых достигает 200 м. Геологическое строение Отраднинской структуры сложное. В пробуренных скважинах наблюдается трех-четырехкратное повторение некоторых частей разреза нижнего кембрия. Это обусловлено тем, что Отраднинская структура образована системой тектонических чешуй, кинематически связанных с подошвенным срывом по торсальским солям верхнебюкскойподсвиты. Структура также осложнена поперечными и оперяющими разрывшими нарушениями, зонами подземного выщелачивания солей и последующего проседания вышележащих карбонатных пород.
Газоконденсатная залежь приурочена к телгеспитской пачке карбонатных пород, залегающей в нижней части разреза верхнебюкской подсвиты.Телгеспитская пачка сложена микрозернистыми, прослоями глинистыми, доломитами и мелкозернистыми известковистыми доломитами и доломитизированными известняками. Породы интенсивно трещиноваты и кавернозны. Общая мощность пачки в пределах изученной площади месторождения колеблется в пределах 5,8-11,8 м. Эффективная мощность изменяется в пределах 3,4-6,8 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород телгеспитской пачки (средние значения коэффициента открытой пористости по скв. 314-2 - 7%, газопроницаемость абсолютного большинства образцов не более 0,001 мкм2) характеризуют низко поровую матрицу пород. Вместе с тем, данные гидродинамических исследований в скважине 314-2 (проницаемость пачки оценивается в диапазоне 0,114-1,4 мкм2) позволяют говорить о значительной макротрещиноватости пород, слагающих телгеспитскую пачку.
Промышленный приток газа с конденсатом (дебит 324,6 тыс. м3/сут.) был получен в скв. 314-2 (ин-л 2483-2498 м). Выход дегазированного конденсата 47 г/см3. Пробной эксплуатацией скважины 314-2 установлена стабильная работа пласта с рабочим дебитом 200 - 220 тыс. м3/сут. Пластовое давление ниже условного гидростатического - 19,3 МПа, пластовая температура + 150С. Газоводяной контакт принят условно на отметке -2148 м.
Телгеспитский продуктивный горизонт приурочен к карбонатным отложениям телгеспитской пачки верхнебюкской свиты венда. Его промышленная продуктивность доказана на Отраднинском газоконденсатном месторождении, расположенном в Предпатомской НГО. Основная часть горизонта представлена доломитами серыми, темносерыми и коричневато-серыми, тонкокристаллическими, крепкими, плотными, участками кавернозными, в различной степени трещиноватыми. Характерны включения (особенно в кровле и подошве горизонта) белого и светло-серого ангидрита. Отмечены зеркала скольжения, примазки черного аргиллита, а также каменная соль в отдельных кавернах и трещинах. В зоне древнего карста (скв. 314-2) развиты вторичные известняки доломитизированные коричневато-серые мелкозернистые, кавернознопоровые, низкой прочности, отличающиеся наиболее высокой пористостью (свыше 16 %). Коллекторские свойства матрицы тонкокристаллических доломитов очень низкие. Пористость порядка 2проницаемость обычно менее 0,4 мд. Максимальное значение проницаемости - 260 мдарси при пористости 8,9%. Дебиты газа в пределах месторождения достигают 325 тыс.м3/сут.
Покрышкой для телгеспитского продуктивного горизонта является торсальская соленосная пачка бюкской свиты.
Телгеспитская толща (в отдельных районах и аянская толща) - это один из наиболее перспективных объектов поиска в зоне сочленения Предпатомского прогиба с Непско-Ботуобинскойантеклизой. Все пробуренные скважины фиксировали наличие коллекторов. Наиболее часто отмечаются интенсивные поглощения промывочной жидкости при бурении.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Отраднинского ГКМ
      
Природный газ телгеспитского продуктивного горизонта является метановым. Содержание метана колеблется в пределах 82–86%. тяжелых углеводородов 3–5%, азота 8–10%. Сероводород в газе отсутствует, а содержание углекислого газа не превышает 0,15 %.
     Для всего телгеспитского горизонта отмечаются более высокие концентрации нормальных углеводородов по сравнению с их номерами: для бутанов в 1,5–2 раза, для пентанов в 1,5 раза. В среднем по всем изученным пробам содержание углеводородов в 10 раз больше содержания азота.
     Плотность стабильного конденсата – 685,4 кг/м3 при t=+20?С, начало кипения – +25 ?С, давление насыщенных паров = 157 кПа., отсутствие содержания воды, вязкость кинематическая при t=+20?С, мм2/сек= 1,19. Потенциальное содержание С5+высш. в пластовом газе – 31,97 г/м3.
     Скважина № 314-2. Интервал перфорации: 2483–2498 м. Условия отбора: Ротб. = 52,16 кгс/см2, tотб. =  минус 20,54 оС[3].
Таблица 2 – Свойства коллекторов телгеспитского продуктивного горизонта. 
Глубина
кровли,
подошвы
объекта,
м
Альти
туда ротора, 
м
Абсо
лютная
отметка
кровли
Интервалы
обработки
ГИС, м
Толщина
Пористость, %
Прони
цаемость
по керну,
мД
Нефтегазо-
Насыщен
ность, %
(ГИС)




Общая,
м
Эффективная
м
По
керну
К-во
обр.
Средне-
арифметичес
кая
По
ГИС



2485,2
2497,0





+344,7

-2126,8

Скважина 314-2



2485,2-2489,6
4,4
2,6
3,2-3,9
3
3,6
5,5
0,1-0,5
-
65



2490,6-2492,4
1,8
1,4
-
-
-
9,3
-
-
80



2492,4-2493,2
0,8
0,8
16,4
1
16,4
-
-
-
85



2495,0-2497,0
2,0
2,0
4,3-9,2
3
7,4
9,0
0,6-260
-
71



Итого:
11,8
6,8

7
7,0
8,6
52,5

72

Расчет состава пластового газа. Газоконденсатные исследования скважин Отраднинскогоместорождения. 
Скважина № 314-2. Горизонт – Телгеспитская свита. Интервал: 2483,0 – 2498,0 м. Дата исследования скважины: 17-19 сентября 2015года. 
Рпл.=191,98кГс/см2; Тпл.=+ 14,55оС; qсыр.к-та=90,00 см3/м3; qдебут.к-та=25,00 г/м3; рдебут.к-та=0,6855 г/см3.
Таблица 4.
  Компоненты
Состав газов
Состав конденсата
Состав пластового газа

Сепарации
дегазации
дебутанизации
дебутанизированного
Сырого
моли
%мол.
%масс
г/м3

Моли
%мол.
%масс
Моли
%мол.
%масс.
Моли
%мол.
%масс.
Моли
%мол.
%масс.
Моли
%мол.
%масс.




1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
СН4
843,10
84,31
73,90
6,35
36,73
15,65
0,00
0,22
0,00
0,00
0,00
0,00
6,35
25,50
7,71
849,45
82,88
69,42
553,10
С2Н6
40,60
   4,06
6,73
2,31
13,34
10,75
0,01
0,98
0,51
0,00
0,00
0,00
2,32
9,32
5,28
42,92
4,19
6,57
52,35
С3Н8
11,80
1,18
2,90
4,04
23,38
27,92
0,37
24,36
18,74
0,01
0,25
0,07
4,43
17,76
14,76
16,23
1,58
3,64
28,97
i-С4Н10
1,00
0,10
0,33
0,77
4,47
7,09
0,24
15,57
15,90
0,03
0,52
0,29
1,04
4,18
4,58
2,04
0,20
0,60
4,82
n-С4Н10
2,50
0,25
0,83
2,39
13,82
22,20
0,70
45,66
47,24
0,09
1,54
0,87
3,18
12,75
13,98
5,68
0,55
1,68
13,41
i-C5Н12
0,40
0,04
0,17
0,46
2,65
5,45
0,11
6,94
9,19
0,48
7,86
5,76
1,04
4,19
5,70
1,44
0,14
0,53
4,23
n-C5Н12
0,60
0,06
0,25
0,61
3,51
7,21
0,09
5,85
7,74
0,97
15,87
11,64
1,67
6,69
9,10
2,27
0,22
0,83
6,64
С6Н14
0,20
0,02
0,09
0,24
1,40
3,20
0,01
0,42
0,62
1,51
24,70
21,65
1,76
7,07
11,47
1,96
0,19
0,86
6,85
С7Н16
0,00
   0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,14
18,70
19,00
1,14
4,57
8,64
1,14
0,11
0,58
4,64
С8Н18
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,79
12,90
15,01
0,79
3,17
6,83
0,79
0,08
0,46
3,66
С9Н20
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,56
9,18
11,95
0,56
2,25
5,43
0,56
0,05
0,37
2,92
С10Н22+
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,52
8,48
13,75
0,52
2,09
6,26
0,52
0,05
0,42
3,36
N2
96,80
9,68
14,80
0,12
0,69
0,51
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,12
0,48
0,25
96,92
9,46
13,83
110,20
CО2
0,70
0,07
0,00
0,00
0,01
0,01
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,01
0,01
0,70
0,07
0,16
1,25
Н2
0,20
0,02
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,20
0,02
0,00
0,00
Не
2,10
0,21
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,10
0,20
0,00
0,33
Всего
1000,0
100,00
100,00
17,29
100,00
100,00
1,53
100,00
100,00
6,10
100,00
100,00
24,92
100,00
100,00
1024,92
100,00
100,00
796,71
С5+В
1,20
0,12
0,51
  1,31
7,56
15,86
0,21
13,21
17,55
5,97
97,69
98,77
7,48
30,01
53,43
8,68
0,85
4,05
31,93
Мол.масса
18,31
36,69
56,25
98,50
53,0 3
19,15
М.м.С5+В
75,99
74,75
72,60
99,43
94,41
91,65
М.м.С10+В
-
-
-
159,00
159,00
159,00
Плотность абсолютная.,
кг/м3
0,7636
1,5674
2,4337
0,6855
0,6108 г/см3
при Р сеп. и Тсеп
0,7967
Плотность относительная

0,6339

1,3011
2,0202
-
-
0,6613
Молярная доля газа сепарации в пластовом газе - 0,9757
Потенциальное содержание С5+высшие на 1 м3 газа сепарации: 32,73 г/м3
Молярная доля "сухого" газа в пластовом газе - 0,9915
 Потенциальное содержание С5+высшие на 1 м3 пластового газа: 31,93 г/м3
Молярная доля газа сепарации в "сухом" газе - 0,9840
Потенциальное содержание С5+высшие на 1 м3   "сухого" газа: 32,21 г/м3


2.4. Общая характеристика производства

Добыча природного газа осуществляется двумя эксплуатационными скважинами - №314-2 и №314-3. Природный газ, поступающий со скважин, проходит подготовку в Установке комплексной подготовки газа (УКПГ), где методом низкотемпературной сепарации разделяется на «сухой» газ и стабильный газовый конденсат. Осушенный газ поступает в магистральный газопровод, газовый конденсат – в емкостной парк на территории УКПГ, объем емкостного парка составляет 1100 м3. Также для предотвращения гидратообразования в скважинах и в технологических трубопроводах применяется метанол, который хранится в емкостном парке общим объемом 400 м3. Газ транспортируется по магистральному газопроводу и газораспределительным сетям АО «Сахатранснефтегаз» до конечного потребителя.
     Блок-бокс технологический подготовки газа и конденсата Отраднинского ГКМ предназначен для очистки и осушки природного газа до температуры точки росы по влаге и по углеводородам,  в соответствии с ОСТ 51.40-93 и подготовки газового конденсата. 
     Режим работы скважины и газосборных сетей - гидратный с первого года эксплуатации. Для обеспечения безгидратного режима работы скважины и системы сбора газа в обвязку скважины, предусмотрена подача метанола в трубное и затрубное пространство скважины. Также для предупреждения гидратобразования метанол подается в блок-бокс технологический перед регулятором РДЗ и теплообменником. Подача метанола производится от насосной станции метанола УКПГ. 
     

2.5. Характеристика изготовляемой продукции
     Продукцией УКПГ является осушенный газ с точкой росы по воде и углеводородам в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 и стабильный газовый конденсат (топливо газоконденсатное), удовлетворяющий требованиям ОСТ 51.65-80.
     Компонентный состав и физико-химические свойства пластового газа
Компонент
Содержание в % мольных
Молекулярная масса
Потенциальное содержание
газового
конденсата,
г/м?
Плотность
при ст.
условиях,
кг/м?
Метан
84,40
18,44
25
0,784
Этан
4,14






Пропан
1,41






Изо-бутан
0,17






Н-бутан
0,58






Пентаны+высшие
0,68






Углекислый газ 
0,04






Кислород
0,00






Азот
8,52






Плотность по воздуху
0,651



     
     Физико-химические свойства стабильного газового конденсата
Наименование показателей
Компоненты
Содержание в % мольн.
Плотность кг/мЗ
Молекул, масса
Кинемат. вязкость
мм?/с
Теплота сгорания низшая/высшая кдж/кг
Теплоемкость кдж/кг*К
N2
0,000
680-870
126,5
0,60
43881,8/47249,1
2,115
СО2
0,003

С1
0,039

С2
0,362

СЗ
2,264

iС4
1,800

nС4
3,314

Вода
0.000

Метанол
Менее 6,78

С5+
85,438

     
2.6. Характеристика ингибитора гидратообразования (метанол)
№№ п/п
Наименование ГОСТов или ТУ
Показатели, обязательные для проверки перед использованием в производстве
1.
Метанол-яд технический ГОСТ
А) внешний вид ГОСТ 2222-78


2222-78
Б) плотность ГОСТ 18995,2-73



В) массовая доля воды ГОСТ 14870-77


2.7. Описание технологического процесса по УКПГ
Подготовка газа Отраднинского месторождения осуществляется способом низкотемпературной сепарации, обеспечивающим осушку газа до требуемых параметров. Процесс осушки газа производится на установке комплексной подготовки газа и газового конденсата (далее - УКПГ).
     Продукцией УКПГ является осушенный газ с точкой росы по воде и углеводородам в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 и стабильный газовый конденсат, удовлетворяющий требованиям ОСТ 51.65-80, ТУ 0251-001-13125460-2013 который может применяться как печное бытовое котельное топливо.
Газожидкостная смесь от скважины по шлейфу поступает в блок-бокс подготовки газа и газового конденсата с давлением Р 90-100 кгс/см2, после чего газ поступает в сепаратор С1, где производится первичное отделение газового конденсата из газа. Отсепарированный газ от С1 направляется в рекуперативный теплообменник Т1, где охлаждается встречным потоком осушенного газа до температуры минус 10-15 °С, регулирование температуры производится регулятором РД1 и выбором режима работы теплообменника. Далее газ поступает в низкотемпературный сепаратор С2 через регулятор РД1, на котором производится снижение давления газа до величины, не выше 75 кгс/см2, температура газа при этом снижается до минус 25-35 °С, обеспечивая требуемые параметры газа по осушке (по воде и углеводородам), в соответствии с ОСТ 51.40-93.  После С2 осушенный газ направляется обратным ходом в рекуперативный теплообменник Т1, где подогревается встречным потоком сырого газа и направляется на замер в технологический блок коммерческого учета газа и замера газа собственных нужд, после чего отправляется потребителям в газопровод внешнего транспорта.
      В случае гидратообразования перед регулятором РДЗ и теплообменником Т1 производится подача метанола от насосной метанола УКПГ.
      Метанольная вода выделившаяся в сепараторе 1 ступени, через дренажную линию, оснащенную моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ1, направляется в ТРАП ТР1. Из ТР1метанольная вода поступает в дренажную емкость, а газы дегазации по трубопроводу направляются на горизонтальное факельное устройство.
      Газовый конденсат выделившийся в сепараторе 1 ступени, через дренажную линию, оснащенную моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ2, направляется в разделитель Р1. Метанольная вода и газовый конденсат выделившееся в сепараторе 2 ступени, через дренажную линию, оснащенную моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ3, направляются в разделитель Р1, газы дегазации по трубопроводам из Р1 направляются на вертикальное факельное устройство, через  моторизованное запорно-регулирующее устройство РД4.
      Из Р1 газовый конденсат, через дренажную линию, оснащенную моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ5 поступает в выветриватель В1. Метанольная вода из Р1, через дренажную линию, оснащенной моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ4, направляется в ТРАП ТР1. Из ТР1метанольная вода поступает в дренажную емкость.
      Из В1 газовый конденсат, через линию, оснащенную моторизованным запорно-регулирующим устройством РУ6 поступает в концевую сепарационную установку (КСУ). Газы дегазации по трубопроводам из В1 направляются на вертикальное факельное устройство, через  моторизованное запорно-регулирующее устройство РД5.
      С КСУ газовый конденсат поступает в накопительную емкость конденсата Е-1А (РВС-700 м3). По мере заполнения накопительной емкости и стабилизации газового конденсата товарный газовый конденсат перекачивается в товарную емкость Е-1 (РВС-400 м3).
      При наполнении дренажной емкости метанольная вода перекачивается в накопительную емкость ВМР с последующим восстановления концентрации  для повторного закачивания в скважину.


3. Условие образования и анализ методов борьбы с гидратоотложением

      3.1Расчет равновесных условий гидратообразования
      
      В настоящее время при определении условий гидратообразования, несмотря на наличие достаточно строгих расчетных методов, в инженерной практике обычно используют простые эмпирические зависимости. Так, в учебных пособиях и инструкциях по добыче газа до сих пор рассматриваются приближенные методы Схаляхо-Макогона, Пономарева, Керзона-Катца, в которых эти условия определяются по приведенной плотности газа. Однако результаты расчетов равновесного давления для заданной температуры по этим методам в отдельных случаях различаются между собой в два-три раза. В связи с этим В.А. Истомин и В.Г. Квон [5], сохранив преимущества простых расчетных схем, разработали расчетную методику, приближающуюся к точности надежных экспериментальных данных. 
      Эта методика расчета равновесных условий гидратообразования в системе «природный газ-вода-гидрат» используется для природных и попутных нефтяных газов, состоящих в основном из метана СН4 (более 50% об.) со значительным содержанием С2Н6, С3Н8, i-С4Н10, СO2, H2S. В этой методике в качестве первого шага фиксируют некоторую температуру Т0=273,15К, для которой определяют давление гидратообразования исследуемой смеси газов рm0. Вначале, исходя из термодинамической модели идеального газового гидрата, которую авторы методики считают достаточно надежной, разрабатывается форма эмпирических зависимостей для рm0 на основе упрощения формально более строгих термодинамических методик и затем подбираются по экспериментальным данным коэффициенты в получаемых термодинамически обоснованных формулах. При этом используются наиболее достоверные экспериментальные данные. 
      Алгоритм определения равновесных условий гидратообразования для многокомпонентной газовой смеси Отраднинского месторождения: СН4 – 84,31;С2Н6 – 4,06;С3Н8 – 1,18;i-С4Н10 – 0,10;n-С4Н10 – 0,25;i-С5Н12 – 0,04;n-С5Н12 – 0,06;С6Н14 – 0,02;СO2 – 0,07;N2 – 9.68, He – 0,21;H2 – 0,02 состоит в следующем:
      1. Рассчитывается давление гидратообразованиярm0 (в МПа) при температуреТ0=273,15 К по уравнению, которое для гидратов кубической структуры II имеет вид:
           (1)
      где у – мольная доля i-го компонента газовой смеси.
      Итак, при Т0=273,15К

рm0=0,899Мпа=899000Па
      2. Методом термодинамического подобия определяется равновесное давление гидратообразования приТ>273,15 К, используя условия гидратообразования для эталонной газовой смеси. Предполагается, что если исследуемая и эталонная газовые смеси близки по составу (по гидратообразующим компонентам), то их равновесные кривые гидратообразования практически эквидистантны. В этом случае давление гидратообразованиярm0 для заданной температурыТ можно определить из соотношения:
       или                                    (2) 
      где z – коэффициент сжимаемости газовой смеси; верхний индекс «0» соответствует температуреТ0=273,15К, а нижние индексы «m» и «e» соответствуют исследуемой и эталонной газовой смеси. Наиболее подходящей является эталонная кривая гидратообразования с близкими значениями коэффициента сжимаемости и с близкой суммой молярных долей в газе наиболее гидратообразующих компонентов – пропана, изобутана и сероводорода. 
      В.А. Истоминым [5] для оп.......................