Спосіб запобігання твердим гідратоутворенням в каналі та пристрій для його здійснення

42805 Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты от твердых гидратных отложений в каналах газо- и нефтепромыслового оборудования и наземных коммуникаций в процессе транспортировки газожидкостного потока углеводородного сырья. Известен способ предотвращения твердых гидратообразований в разовых скважинах, заключающийся в том, что в поток углеводородной жидкости (керосин или дизельное топливо), периодически закачиваемой на забой скважины, подают массу полимерных микрокапсул, заполненных антигидратным ингибиторомгликолем, которые оседают на дне забоя [1]. Микрокапсулы имеют различные степени либо проницаемости ингибитора, либо растворимости оболочки, вследствие чего истечение ингибитора из различных микрокапсул начинается в смещенные по времени моменты. Подбор количественного соотношения микрокапсул с различной степенью проницаемости создает непрерывное истечение ингибитора в добываемую смесь в течение заданного периода времени без подачи ингибитора извне. Однако, истечение ингибитора непосредственно в углеводородную жидкость, закачиваемую на забой, приводит к пассивированию значительной массы ингибитора этой жидкостью, что практически исключает ее из процесса массообмена с парами воды, находящимися в добываемом потоке газа, и, как следствие, снижает эффективность использования ингибитора. Кроме того, ввод ингибитора на дно забоя приводит к захвату его только той частью потока добываемого газа, которая поступает на забой в непосредственной близости к его дну. Это исключает равномерное смешивание ингибитора со всей массой добываемого газа и, в свою очередь, приводит к периодическому попаданию в зону гидратообразования газового потока, насыщенного паровой влагой в степени, достаточной для образования гидратных отложений. Известен способ предотвращения твердых гидратообразований, заключающийся в том, что в массу газа, поступающую на забой скважины, добавляют жидкое поверхностно-активное вещество (ПАВ), предотвращающее агломерацию кристаллов гидрата в большие массы [2]. В качестве ПАВ используют раствор фосфатов иди фосфонатов. Локальная, очаговая подача ПАВ в известном способе в неупорядоченную еще массу газа, поступающего на забой, исключает равномерное смешивание ПАВ со всей массой добываемого газа, что, как уже указывалось выше, приводит к попаданию в зону гидратообразования газового потока, насыщенного водяным паром в степени, достаточной для образования гидратных отложений. Кроме того, при использовании в качестве ПАВ растворов фосфатов или фосфонатов при определенных режимах работы скважины неизбежно происходит выделение на них солей и отложения этих солей на стенках подающего канала. Известен также способ предотвращения твердых гидратообразований в канале, выбранный в качестве прототипа, заключающийся в том, что в поток сырья в канале газонефтедобывающей скважины, до момента возникновения условий гидратообразования вводят жидкий антигидратный ингибитор - метанол [3]. Известное устройство, выбранное в качестве прототипа, для осуществления вышеупомянутого способа, предназначено для предотвращения гидратообразования в нефтегазодобывающей скважине, имеющей концентрично установленные обсадную колонну и насосно-компрессорную трубу, и содержит пакер, установленный под зоной гидратообразования и перекрывающий пространство между колонной и трубой для образования емкости под ингибитор, а также узел ввода ингибитора, выполненный в виде клапана с выходным каналом, размещенным над пакером в насосно-компрессорной трубе и входного патрубка, соединяющего клапан с емкостью для ингибитора [3]. Известные способ и устройство при большом расходе ингибитора не обеспечивают надежности предотвращения гидратообразования и не исключают возможности образования в подающем канале гидратных пробок. Это объясняется тем, что добываемый из нефтегазовой скважины поток сырья является, как правило, газожидкостным и состоит из газовой фазы с парами воды и жидкой фазы в виде взвешенных в газовой фазе капель пластовой воды и углеводородной жидкости, выносимых с забоя, а также капель и пленки воды и углеводородной жидкости, конденсирующихся на стенках канала из газовой фазы в процессе подачи потока. Ингибитор, попадая в такой поток со взвешенной жидкой фазой, частично механически разбавляется каплями пластовой воды, а частично блокируется каплями углеводородной жидкости, подвергаясь эффекту пассивирования. В результате значительная часть ингибитора теряет свою активность и практически выводится из процесса массообмена с парами воды газовой фазы, которые, проскакивая в зону гидратообразования, инициируют возникновение гидратных отложений. Кроме того, из-за хаотичного состояния взвешенных жидких частиц в газовой фазе потока, ингибитор может неравномерно растворяться в жидкой фазе, что, как уже указывалось выше, также не исключает попадания паров влаги в зону гидратообразования. Задачей, на которую направлено изобретение является интенсификация процесса, т.е. повышение эффективности использования ингибитора и как следствие сокращение его расхода, за счет повышения степени осушки газовой фазы потока сырья от паровой влаги. Для решения поставленной задачи в известном способе предотвращения твердых гидратообразований в канале, подающем газожидкостный поток углеводородного сырья путем ввода в него жидкого ингибитора до момента возникновения условий гидратообразования, согласно изобретению, до ввода ингибитора осуществляют пере 42805 формирование структуры движущегося потока, отделяя газовую фазу потока от жидкой, а ингибитор вводят непосредственно в выделенную газовую фазу потока. При этом переформирование структуры движущегося потока осуществляют путем сообщения ему принудительного движения, а при вводе ингибитора осуществляют его дополнительный подсос энергией движущейся струи газовой фазы потока. При вводе ингибитора его равномерно распределяют по сечению газовой фазы потока. Устройство для предотвращения твердых гидратообразований в канале, подающем газожидкостный поток углеводородного сырья, содержащее емкость для ингибитора и узел ввода ингибитора в поток, имеющий входной и выходной патрубки, сообщающиеся между собой и с емкостью для ингибитора и каналом, подающим поток сырья. При этом устройство снабжено размещенным по длине канала до зоны гидратообразования разделителем потока на жидкую и газовую фазы, а выходной патрубок узла ввода ингибитора размещен в зоне выделенной газовой фазы за разделителем потока. Разделитель потока жестко закреплен в канале, подающем поток сырья, и выполнен в виде размещенного по оси канала полого держателя с закрытым первым торцом по ходу потока и с равномерно расположенным на его внешней поверхности по крайней мере двумя продольными наклонными лопастями, контактирующими наружной поверхностью стенки канала, при этом выходной патрубок узла ввода ингибитора размещен по оси держателя на втором его торце по ходу движения потока и соединен с входным патрубком через полость держателя. При этом узел ввода ингибитора снабжен перфорированной крышкой, установленной на входном патрубке. Отделение взвешенных в газовой фазе потока капель пластовой воды и углеводородной жидкости от газовой фазы, образование газового ядра и введение именно в него ингибитора обеспечивает практически 100% осушку газовой фазы потока за счет растворения в чистом, химически активном ингибиторе всего водяного пара, имеющегося в газовой фазе, конденсат которого инициирует в основном образование гидратных отложений. Переформирование структуры движущегося потока возможно осуществить тем, что ему сообщают принудительное вращательное движение, в результате которого происходит отбрасывание взвешенных капель жидкости, к периферии потока и создание по оси потока устойчивого ядра газовой фазы. При вводе ингибитора в газовое ядро происходит интенсификация его подачи за счет дополнительного подсоса энергией движущейся струи газовой фазы. При вводе ингибитора целесообразно осуществлять равномерное распределение его по сечению газового ядра, что достигается путем подачи ингибитора в поток через перфорационные отверстия. Переформирование структуры движущегося потока возможно осуществить и другими известными методами, например, гравитационным или мембранным. Кроме того, для равномерного распределения ингибитора по сечению газового ядра при вводе его в поток на выходном патрубке может быть установлена перфорированная крышка. Выполнение распределителя потока в виде держателя с продольными наклонными лопастями обеспечивает сообщение подаваемому потоку принудительного вращательного движения, в результате которого происходит переформирование структуры потока и разделение его на жидкую и газовую фазы. Выполнение держателя полым, соединенным с входным патрубком узла ввода ингибитора и размещение на торце держателя выходного патрубка этого узла обеспечивает подачу ингибитора непосредственно в выделенное газовое ядро потока. Возможность осуществления способа приведена по данным работы скважин № 3 Средне-Вилюйского газоконденсатного месторождения, размещенным в Российской Федерации. Газожидкостный поток сырья на забое скважины имеет пластовые давления Рпл.~25,4 МПа, температуру Тпл.~53°С и влагонасыщенность W1~0,88 г/нм3. Поток движется по каналу скважины, имеющему диаметр Двн, равный 74 мм, со скоростью V~9,0…11,0 м/сек, при этом он теряет свою пластовую энергию и увеличивает влагонасыщенность за счет постоянной конденсации паров влаги, взвешенной в газовой фазе потока. При достижении Рпл.