Файл: Борьба с газовыми гидратами в стволе скважины при эксплуатации нефтяных скважин на Ванкорском месторождении.docx

5.1 Современные ингибиторы гидратообразования

На сегодняшний день существуют более современные ингибиторы и растворители гидратообразования и гидратоотложения:

1. 
   Нитон-1001 – диспергатор гидратообразовании, реагент комплексного действия, свойства описаны в таблице 3.13
   

Таблица 4 – Характеристики Нитон-1001

Наименование показателя	Норма
Внешний вид	Прозрачная жидкость от бесцветного до желтого или коричневого цвета
Растворимость в минерализованной воде/нефти	водорастворимый
Кинематическая вязкость при 20оС, мм2/с	не более 20
Кинематическая вязкость при -40оС, мм2/с	не более 100
Плотность при 20 ºС, г/см3	0,760-0,840
Массовая доля активного вещества, %	не более 6
Температура застывания, ºС, не выше	не нормируется
Коррозионная активность товарной	не выше 0,125 г/м2•ч

Реагент производится ОАО «Химическая компания Нитон», которая обеспечивает возможность создания ингибитора под месторождение.

2. 
   РГО-1 – смесь поверхностно-активных веществ и спиртовых растворителей. Физико-химические свойства представлены в таблице 3.14
   

Таблица 5 – Свойства РГО-1

Наименование показателя	Норма
Внешний вид	Жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета
Плотность при 20 °C, г/м3, не менее	0,750
Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с, не более	20
Температура застывания, °C, не выше	минус 50

---

Преимущества реагента: не содержит метанола, состоит из комплекса полимерных добавок и анионактивных ПАВ, что позволяет растворять и диспергировать гидратные отложения и удалять их; применение растворителя не влияет на качество нефти, газа и конденсата; эффективная норма расхода составляют 0,2-0,5% масс, что в 10-20 раз ниже расходных норм метанола.

3. 
   Разработка ОАО «Газпром» на основе низкомолекулярного полимера. Известен из патента РФ № 2481375.
   

Представляет собой ингибитор кинетического действия, в составе которого находится, мас.%: смесь поливинилпирролидона и поливинилкапролактама разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1) 10-20, гидролизованный полиакриламид 0,1-1,0, этанолсодержащий раствор остальное.

4. 
   Кинетический ингибитор, состоящий из смеси водорастворимых полимеров, известный из патента РФ № 2436806.
   
5. 
   Кинетический ингибитор СОНГИД-1801А, характеристика которого приведена в таблице 3.10.
   

Имеет главное преимущество над выбранным ингибитором СОНГИД-1803:

• 
  не содержит метанола. А также дозировка, необходимая для предотвращения гидратообразования в 32 раза ниже метанола.
  

Расчет необходимой концентрации производится по методике представленной А.В. Фаресовым в статье «Разработка метода нормирования ингибитора гидратообразования кинетического типа».

5. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

---

Опытно-промысловые испытания ингибиторов гидратообразования в скважинах и трубопроводах на ванкорском месторождении

Целью ОПИ ингибиторов гидратообразования является получение окончательных данных для технико-экономического обоснования его промышленного применения, а именно определение удельного расхода, обеспечивающего требуемый уровень эффективности действия ХР, и уточнение технологии применения. Оценка эффективности действия ингибиторов гидратообразования при проведении ОПИ основана на сравнении технологических параметров работы скважины (дебит, динамический уровень, давление в затрубе) и трубопровода/газопровода (перепад давления на участке трубопровода) до и после обработки. Проведение ЛИ для ингибиторов гидратообразования является трудной задачей, что связано с практической сложностью физического моделирования режима течения жидкости и гидратообразования. Поэтому ЛИ для ингибиторов гидратообразования не проводят. Не существует единого методического подхода по расчету удельных расходов для ОПИ и промышленного применения, окончательные дозировки определяются опытным путем. Для тех объектов, где базовый реагент не применяется и требуется подбор нового – ключевым параметром для подбора является влагосодержание.

Расход ингибитора гидратообразования рекомендуется брать из расчета исходя из влагосодержания транспортируемого газа, среднее значение расхода реагента составляет 5 – 10 % (массовых) от влагосодержания для газопроводов. Следует учитывать, что данная рекомендация условная и следует опираться на согласованную с производителем (поставщиком) ХР дозировку. Во время ОПИ расход реагента в газопроводы может корректироваться с целью определения оптимальной дозировки, при этом технические параметры должны удовлетворять критериям успешности.

Оптимальная дозировка реагента фиксируется в акте ОПИ, согласовывается и используется в расчетах необходимых объемов ингибитора гидратообразования для промышленного применения.

Подачу ингибитора гидратообразования также осуществляют в выкидные линии и затруб добывающих скважин, участков трубопроводов для предотвращения гидратообразования в коллекторе и лифте скважин. При этом в зависимости от степени осложнения подача может осуществляться методами постоянного дозирования или периодическими промывками через затруб или в трубопровод. Начальные дозировки реагента для подачи в обрабатываемую жидкость рекомендуется устанавливать на уровне базового реагента. Если на объекте ранее не проводился данный вид химической обработки, то ориентиром для расчета начальной дозировки может служить удельный расход – 1 % масс. от влагосодержания. Как и в случае с газопроводами начальную дозировку следует согласовывать с поставщиками реагента. Во время ОПИ расход реагента может корректироваться с целью определения оптимальной дозировки, при этом технические параметры должны удовлетворять критериям успешности [8].

---

6.1 Порядок проведения испытания

Перед началом испытаний выполняется входной контроль качества поступившей опытной партии ХР на соответствие ТУ на реагент, а также исследования совместимости применяемого и испытуемого ингибиторов гидратообразования (отсутствие визуальных изменений фазового состояния смеси испытуемого и применяемого реагентов).

Исследования выполняются оперативными работниками аналитической лаборатории нефтепромысла. Данные исследований должны быть приведены в приложениях к акту по итогам испытаний.

Окончательная дозировка при ОПИ определяется опытным путем, при этом ключевым индикатором при варьировании дозировки является отсутствие увеличения давления.

Количество ингибитора, дозируемого в скважину (Р, кг/сут), рассчитывается по формуле:



где:

Q_В – производительность скважины по воде, м³/сут.;

Р₀ – оптимальная дозировка ингибитора для пластовой воды, г/м³.

В течение первых 2-3 дней ингибитор в скважину подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-5 раза превышает оптимальную дозировку. По истечении срока подачи реагента в режиме «ударной дозировки» его расход снижается до уровня рабочей дозировки. В течение 2-3 дней дозирующие устройства должны обеспечивать закачку ударной дозы ингибитора для ускоренной доставки реагента. Заправка емкостей УДЭ, БРХ ингибитором производится по мере необходимости, а обслуживание – не реже, чем раз в два дня.

В самом общем виде, вне зависимости от объекта испытаний схема ОПИ может выглядеть следующим образом – реагент начинают подавать с начальной дозировкой, которая рекомендована поставщиком с запасом эффективности, во время ОПИ следят за давлением, если увеличения давления не происходит, то дозировку снижают до тех пор, пока давление начнет увеличиваться. Это означает, что данная дозировка не эффективна, а предыдущую дозировку следует принимать за оптимальную.

5. Собственный метод борьбы с газогидратами

Использование метанола, как и любого химического вещества имеет сложности и главная из них – высокая токсичность. Метанол - сильный яд, вызывающий загрязнение окружающей среды и отравление не только при попадании внутрь организма, но и при вдыхании его паров.

---

В рабочий бачок этот агент закачивается ручным насосом, на что оператор расходует много времени.

Экономическая эффективность различных ингибиторов во многом определяется их стоимостью. Самым дешевым ингибитором в данное время является хлористый кальций.

Поэтому, по моему мнению, использование хлористого кальция более эффективно, чем применение метанола.

Применяют обычно раствор 30–35%-ной концентрации (плотностью 1,286–1,336 г/см3). Дополнительные преимущества дает применение нагретого до 50–60 °C раствора хлористого кальция, поскольку раствор ингибитора является в этом случае и теплоносителем.

Недостаток растворов хлористого кальция в том, что при длительном хранении в открытых емкостях они насыщаются кислородом из воздуха и становятся коррозионно-активными. Но и это решаемо. Добавка 0,5% азотистокислого натрия в раствор хлористого кальция снижает коррозию в 15 раз, а добавка 1,5% – в 40 раз.

В качестве заключения можно сказать следующее:

1. 
   Метанол — проверенный и надежный ингибитор гидратообразования — производится в больших количествах, но сравнительно дорог. Метанол чрезвычайно ядовит и поэтому требования техники безопасности часто исключают оперативность при его применении. В настоящее время метанол безвозвратно теряется в виде водного раствора.
   
2. 
   Тем не менее установлено, что около 50 % метанола, вводимого в газ, выпадает в сепараторах и отделяется от конденсата в виде 20 %-ного водного раствора, а при температуре сепарации минус 15° С в сепараторах должно выпадать около 80 % введенного метанола.
   
3. 
   30 %-ный хлористый кальций — самый дешевый из всех существующих ингибиторов, может легко регенерироваться, производиться в больших количествах, и он не токсичен.
   

При выборе в качестве ингибиторов раствора хлористого кальция, рекомендуется иметь на промысле некоторое количество метанола, который при образовании сплошных пробок в скважинах в непредвиденных случаях позволит быстрее, чем любыми другими средствами, разложить пробку и восстановить нормальную работу скважины [6].

5. Безопасность и экологичность

Особенности процесса добычи газа, создающие опасность для обслуживающего персонала обусловлены: необходимостью обслуживания оборудования (фонтанной арматуры, сепараторов и пр.), находящегося в процессе эксплуатации под высоким давлением; необходимостью работы во взрывоопасных помещениях; выделением из газа и газоконденсата различных компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях и опасность взрыва и пожара; применением вредных и ядовитых веществ (например, метанол); необходимостью проведения газоопасных работ, то есть работ в загазованной среде или при которых возможен выход газа из газопроводов и аппаратов. К газоопасным работам относятся ввод в эксплуатацию газопроводов, аппаратов и т.п.; присоединение вновь смонтированных газопроводов к действующим - наружным и находящимся в помещениях (врезка под газом); ремонт действующих газопроводов (без отключения их от газа); осмотр и проветривание колодцев; продувка газопроводов и скважин; ввод в газопровод метанола для удаления гидратов и др [15].

---