Причины образования гидратов

Природные газы при определенной температуре и давлении образуют с водой твердые соединения – гидраты. Эти снегоподобные вещества, отлагаясь на стенах трубопроводов и аппаратов, затрудняют движение газа, а иногда и полностью его приостанавливают. Поиски гидратных пробок и их ликвидация отнимают много средств и времени, нанося ущерб газовой промышленности.

Гидраты газов представляет собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.

Гидраты образуют также и компоненты природного газа, такие как: CO₂, N₂, H₂S. Химические формулы гидратов следующие: CH₄ ^. 6H₂O; C₂H₆ ^. 8H₂O; C₃H8 ^. 17H₂O; iC₄H₁₀ ^. 17H₂O; H₂S ^. 6H₂O; N₂ ^. 6H₂O; CO₂ ^. 6H₂O.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, это:

а) наличие газов и их состав;

б) фазовое состояние и состав воды;

в) температура;

г) давление.

Температура, при которой в газовой смеси может происходить образование капель воды, называется точкой росы.

Если по условиям транспорта температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе не выпадает капельная влага и, следовательно, нет условий образования гидратов.

Если температура газа ниже точки росы, то будет происходить конденсация воды, и возможно образование гидратов.

Давление, при котором образуются гидраты, будет зависеть от состава газа.

Присутствие различных компонентов в природном газе изменяет условия гидратообразования. Сероводород значительно увеличивает температуру гидратообразования, а азот, наоборот, несколько снижает ее.

Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м³. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением.

Возможность образования гидратов увеличивается с повышением давления и понижением температуры газа.

Чем тяжелее газ, тем меньше давление и выше температура, при которых образуются гидраты.

Гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, в запорной и ре­гулирующей аппаратуре и.т.д. уменьшают проходные сечения вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима работы скважины и транспорта газа, а нередко к выходу из эксплуа­тации скважин и отдельных участков газосборной системы.

Следовательно, можно сделать следующие выводы:

а) при снижении забойного давления температура жидкости на устье уменьшается за счёт выделения газа;

б) снижение забойного давления до значения меньшего, чем давление насыщения, приводит к некоторому увеличению температуры на устье за счёт большого нагрева газа в ПЗП.

в) увеличение обводненности ведет к росту устьевой температуры, что объясняется большей теплоемкостью воды, чем нефти;

г) повышение забойного давления повышает вероятность гидратообразования;

д) повышение обводненности снижает вероятность гидратообразования;

е) снижение забойного давления ниже давления насыщения ведет к сокращению зоны возможного гидратообразования.

Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В настоящее время решение вопросов предотвращения солеобразования усложняется в связи с образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа.

Образование таких отложений является следствием не только сложных геохимических изменений в пластах и попутно - добываемых водах, но и микробиологических процессов в призабойной зоне пласта и скважинах. Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках.

Ряд исследователей связывает процесс солеотложения со смачиванием поверхности металла пересыщенной солями пластовой водой, полагая, что возникновение зародышей кристаллов происходит на гидрофильной поверхности оборудования. В реальных же условиях, после снятия солевых осадков с поверхности оборудования, часто обнаруживаются следы пристенных адсорбционных слоев из органических веществ, прочно связанных с кристаллическими отложениями и металлом.

Очевидно, что образовавшиеся в объеме жидкости кристаллы прилипают к гидрофобному слою, состоящему из активных компонентов нефти.

Активные компоненты нефти способствуют интенсификации процесса накопления солей. Кроме того, адсорбируясь на границе раздела фаз, они увеличивают адгезию между частицами и поверхностью оборудования. Отложения из скважин содержат как адсорбированные компоненты нефти, так и кристаллически-связанные, которые гидрофобизируют поверхность солевых отложений и придают осадкам желтовато-коричневый цвет. Выявлено, что с увеличением количества компонентов нефти в растворе, скорость осадконакопления существенно возрастает.

Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, а межремонтный период по ним составляет 40... 120 суток. Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин.

Образование отложений солей в скважинах и насосном оборудовании приводит к ухудшению показателей эксплуатации насосных установок и недоборам нефти, повышенному износу рабочих органов насосов, авариям и преждевременным ремонтам оборудования. Предотвращение процесса осадкообразования в скважинах требует привлечения дополнительных материальных и трудовых ресурсов. В итоге отложение солей приводит к значительным издержкам производства и увеличению себестоимости добычи нефти.

2.3 Условия и механизм формирования АСПО Методы борьбы с АСПО применяемые на Крайнем месторождении

ИСПРАВЬ ВСЕ ПУНКТЫ В СООТВЕТСТВИИ СО СВОИМ ЗАДАНИЕМ

Образование АСПО, начинается в тот момент, когда нефть вступает в контакт с поверхностью труб, имеющих температуру, близкую к температуре плавления парафина (37-89 ^oС в зависимости от состава нефти) или ниже ее.

Глубина начала парафиноотложений зависит от состава и свойств пластовых флюидов, газового фактора, обводненности добываемой продукции, температурного градиента и состояния поверхности подземного оборудования, а также от параметров эксплуатации скважины. Вследствие многообразия комбинаций данных факторов глубина парафиноотложений изменяется в широких пределах.

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в маслах и смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые, откладываясь в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и трубах приводят к падению производительности системы, снижению эффективности работы насосных установок, осложнениях при капитальном и подземном ремонтах скважин, нарушению циркуляции скважин и другим отрицательным последствиям.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

а) влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно, как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

б) увеличение депрессии на пласт. При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны.

В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.