Спосіб запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловини по газопроводу

1. Спосіб запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловини по газопроводу, що включає нагнітання у викидну лінію свердловини та в 3 14804 4 Відомий також, вибраний як найближчий анатиску, а також складом флюїду. Проте об'єм води, лог, спосіб запобігання утворенню гідратів, що що видобувається, помножений на дозування мевключає нагнітання у викидну лінію свердловини танолу, дає темп закачування інгібітору, який прота в газопровід термодинамічних інгібіторів гідратягом терміну експлуатації родовища звичайно тоутворення, таких як метанол, гліколі, а також змінюється через зниження робочого тиску і збіінші агенти [2]. Вищезазначені інгібітори запобігальшення об'єму води, що видобувається попутно. ють утворенню гідратів шляхом зниження темпеТехнічні переваги і недоліки застосування мератури гідратоутворення. Їх ефект подібний добатанолу і МЕГ відображені в таблиці 1. Метанол і вці антифризу до води для зниження її МЕГ є ефективними інгібіторами за умови їх нагнітемператури замерзання. Метанол і моноетіленгтання в досить великих кількостях. Стосовно глиліколь (МЕГ) відносяться до інгібіторів, що найбоких свердловин дозування інгібітору звичайно більш широко використовуються, хоча не менш складає 0,7-1,0л на 1,0л води. Метанол може заефективними являються етанол, інші гліколі, а безпечити більш значне зниження температури також розчини солей. Темпи закачування цих інгігідратоутворення, але його дія супроводжується біторів залежать від кількості води, що додається, і великими втратами газової фази. дозування інгібітору. Останній параметр визначається розрахунковими значеннями температури і Таблиця 1 Порівняння характеристик метанолу і МЕГ Інгібітор Переваги Знижує температуру утворення гідратів в більшій мірі, ніж МЕГ з розрахунку на одиницю маси З меншою вірогідністю викликає осадження солей Метанол Менша в'язкість МЕГ При випаровуванні переходить у газову фазу і конденсується з початком конденсації водяної пари Високий ступінь регенерації через незначні, втрати при випаровуванні в газову фазу і при переході з початком конденсації водяної пари в конденсаційну фазу Але існують певні ризики при використанні термодинамічних інгібіторів, зокрема: - занижене дозування інгібітору у випадках, коли невідомі темпи відбору води; - інгібітор не поступає в заплановане місце (через помилку оператора або пошкодження устаткування); - недотримання вимог охорони довкілля, особливо у зв'язку з наявними обмеженнями на скидання метанолу в умовах плавзасобів; - перевищення проектних об'ємів видобутку води, що супроводжується зниженням видобутку газу і закінчується ухваленням рішення про нерентабельність подальшої експлуатації свердловини; - забезпечення доставок інгібітору у віддалені місця. В основу корисної моделі поставлено завдання удосконалити спосіб запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловин по газопроводу шляхом штучного порушення умов утворення газогідратів (співвідношення між кількістю молекул води та молекул газу), що дасть змогу на тривалий період часу унеможливити утворення гідратних каркасів (клатратів) і, тим самим, дозволить забез Недоліки Втрати метанолу при переході в газову і конденсаційну фази можуть бути значними із зменшенням регенерованих об'ємів Низька температура спалаху Вплив забруднення метанолу в процесі переробки Екологічні обмеження на скидання в море Висока в'язкість, вплив на вимоги до шлангокабелю і насосу Менша придатність до операцій з повторного пуску, залишається разом з водною фазою в нижній частині труб З більшою вірогідністю викликає осадження солей печити безперебійну експлуатацію газових свердловин і газопроводу. Поставлене завдання вирішується тим, що у способі запобігання утворенню гідратів при розробці газових родовищ та транспортуванні продукції свердловин по газопроводу, що включає нагнітання у викидну лінію свердловини та в газопровід інгібітору гідратоутворення, згідно з корисною моделлю як інгібітор гідратоутворення використовують 0,05%-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді, при цьому 0,05%-ий розчин поверхнево-активної речовини у прісній воді щодоби рівномірно нагнітають у викидну лінію свердловини та в газопровід у кількості від 3,0 до 5,0 м^добу, яку встановлюють у зазначених межах в залежності від результатів спостережень за змінами градієнтів тиску у викидній лінії свердловини та в газопроводі. Як поверхнево-активну речовину використовують аніоноактивну і/або неіоногенну поверхнево-активну речовину. Суть корисної моделі полягає в наступному. Фізико-хімічна природа утворення клатратів постульована наступною умовою їх існування на молекулярному рівні: наявність 46 молекул води і 8 молекул газу [3]. Газову складову змінити неможливо, оскільки по газопроводу та у викидній лінії 5 14804 6 свердловини газ тече при встановлених постійних Протягом 5-10 днів проводять спостереження параметрах, тому, з метою порушення вищезазназа режимом роботи свердловини і газопроводу, ченого співвідношення між водою і газом, можна зокрема за розподілом тиску у викидній лінії сверзмінити тільки кількість молекул води, наприклад дловини і по довжині газопроводу. Якщо за цей шляхом їх збільшення або зменшення. Проте, час у викидній лінії свердловини та в газопроводі осушування газу шляхом подачі метанолу та інших не створюватимуться умови для утворення кристермодинамічних інгібіторів гідратоутворення в талів гідратів, тоді цей режим необхідно підтримугазоводяний потік має ряд недоліків, що вказані вати постійним як оптимальний режим експлуатавище. Збільшення кількості молекул води дозвоції. лить при незначних витратах забезпечити стабільЯкщо ж в газопроводі або у викидній лінії свений режим роботи газопромислових систем без рдловини буде помічено гідратоутворення (різке утворення гідратних каркасів і росту гідратів. збільшення перепаду тисків на певних ділянках З другого боку, експериментальні дослідження газопроводу або у викидній лінії свердловини), показали, що при додаванні до води незначної тоді об'єм рідини, яку нагнітають, необхідно збількількості поверхнево-активної речовини (ПАР), шити. В залежності від даних спостережень за співвідношення між молекулами води і газу не зміроботою свердловини та газопроводу об'єм нагнінюється, але зменшується кут змочування обробтання інгібітору поступово змінюють від 3,0м3/добу леної води з газовою фазою. Внаслідок цього крадо 5,0м3/добу. плі води не змінюють свого агрегатного стану та Результати експериментальних досліджень продовжують рух під впливом градієнту тиску, що показали, що для повного виключення гідратоутускладнює появу клатратів, збільшуючи період до ворення протягом тривалого періоду часу і забезпочатку їх утворення (індукційний період), а на печення нормальної роботи свердловини та газостадії росту кристалів перешкоджає утворенню проводу при розробці газових родовищ цілком великих за розмірами газогідратів. Це пов'язано з достатньо рівномірно закачувати у газопровід і у виникненням розвинутих міжфазних поверхонь газ викидну лінію інгібітор гідратоутворення, що про- гідрат та рідина - гідрат. Адсорбуючись на поверпонується, з максимальною витратою 5,0м3/добу. хні кристалів газогідратів, ПАР перешкоджає злиЯк поверхнево-активну речовину використопанню окремих зерен гідратів. При цьому відбувавують аніоноактивні ПАР на основі алкилсульфається зменшення розмірів кристалів в результаті тів, алкилсульфонатів та алкиларилсульфонатів збільшення кількості центрів кристалізації. (сульфанол, сульфоріпокс, САФ9-9, натрієві солі Експериментально підтверджено, що для доСЖК, мирол-1, ДС-РАС, сульфонат), а також неіосягнення поставленої мети достатньо рівномірно ногенні ПАР, створені на основі різних похідних закачувати щодоби в зону утворення гідратів від поліетиленгліколевих ефірів (савенол, жиринокс, 3,0 до 5,0м3 0,05% -го розчину поверхневоріпокс, барвацел, проксанол, ОП-10 та інші), які активної речовини у прісній воді. За результатами досить широко застосовуються у нафтогазовій досліджень при мінімальній масовій долі ПАР у промисловості. газорідинному потоці в кількості 0,01% утворення Катіоноактивні ПАР використовуються перегідратної кірки не відбувається. Враховуючи втраважно як інгібітори корозії, крім того вони є дефіти ПАР на її адсорбцію на металевій поверхні труцитними та мають високу вартість. бопроводів, за оптимальну масову долю ПАР у Таким чином, застосування 0,05%-го розпрісній воді прийнято значення 0,05%. чину ПАР у прісній воді як інгібітору гідратоутвоТехнічний результат - порушення умов створення з техніко-економічної і екологічної точок зорення клатратів, що забезпечить безперебійну ру перевершує показники існуючих способів роботу свердловини та газопроводу, економію запобігання гідратоутворення при експлуатації витрат на експлуатацію газового родовища і догазових свердловин та газопроводів. тримання екологічних вимог. Джерела інформації Спосіб, що заявляється, реалізують наступним 1. Справочная книга по добыче нефти .Под чином. редакцией д-ра техн.наук Ш.К. Гиматудинова. М.: Для введення у газопровід і у викидну лінію Недра, 1974, с.628. 0,05%-го розчину поверхнево-активної речовини у 2. Кочран С., Гудиметла Р. [Компания INTEC прісній воді на головній ділянці газопроводу та у Engineering, Хьюстон, шт. Техас]. Борьба с обравикидній лінії свердловини встановлюють спеціазованием гидратов для успешной разработки глульні пристрої, які використовують для введення боководных газовых месторождений. М.: НТЖ інгібіторів. Через вказані пристрої у газопровід, а "Нефтегазовые технологи", №8, 2005, С.28-34. також у викидну лінію свердловини спочатку що3. Ю.Н. Бугай, Ю.А. Балакирев. Газогидратные доби рівномірно нагнітають 0,05%-ий розчин повеместорождения. К.: МНТУ, "ГАРАНТ-СЕРВИС", рхнево-активної речовини у прісній воді у кількості 2001, С.76-83. 3,0м3/добу. Комп’ютерна верстка М. Мацело Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601