Разработка нефтегазовых месторождений может быть осложнена образованием газовых гидратов на забое, в призабойной зоне и в стволах скважин. Текущие исследования в этом направлении ограничены прогнозированием образования газогидратов в зависимости от термобарических условий эксплуатации скважин. Достоверно известно, что газогидратные осложнения при добыче наблюдаются на многих восточносибирских месторождениях. В статье приведены результаты изучения влияния закачиваемой в пласт минерализованной воды при пластовых условиях (давление, температура) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Целью исследований являлось установление граничного уровня минерализации, гарантирующего отсутствие гидратообразования. Результаты расчетов равновесных условий образования газовых гидратов модельного газа Чаяндинского месторождения и минерализованной воды с водозаборных скважин и пластовой воды Среднеботуобинского месторождения сопоставлены с экспериментальными данными, полученными в автоклавах высокого давления. Установлены «безопасные», с точки зрения полного предотвращения образования гидратов, пороговые концентрации солей 16 и 20,1 % (по массе) при пластовой температуре 9 °С и давлениях соответственно 13 и 30 МПа. На модели тонкой трубки при закачке двухфазного потока модельного газа и воды различной минерализации определены режимы и критерии зарождения и формирования газовых гидратов в потоке и в статическом режиме. Определен пороговый уровень минерализации рассола, гарантирующий отсутствие гидратных осложнений рассолов при контакте жидкой фазы и газа газовой шапки в стволе скважины и обеспечивающий безгидратный режим потока в пластовых условиях Чаяндинского месторождения. Полученные данные станут основой последующих испытаний на керновых моделях для оценки рисков гидратообразования в пористой среде при закачке минерализованной воды в пласт.
Список литературы
1. Sloan E.D., Koh C., Sum A.K. Natural Gas Hydrates in Flow Assurance. – New York: Elsevier, 2010. – 224 p.
2. Review of natural gas hydrates as an energy resource: prospects and challenges / Z.R. Chong, S.H.B. Yang, P. Babu [еt al.] // Appl. Energy. – 2016. – № 162. – P. 1633–1652. - DOI:10.1016/j.apenergy.2014.12.061
3. Evaluation of gas production from methane hydrates using depressurization, thermal stimulation and combined methods / C. Cheng, J. Zhao, Z. Zhu [et al.] // Appl. Energy. – 2015. – № 145. – P. 265–277. - DOI:10.1016/j.apenergy.2015.02.040
4. Sloan E.D. A changing hydrate paradigm–from apprehension to avoidance to risk management // Fluid. Phase. Equilib. – 2005. – № 228. – P. 67–74. - DOI:10.1016/j.fluid.2004.08.009
5. Sum A.K., Koh C.A., Sloan E.D. Developing a comprehensive understanding and model of hydrate in multiphase flow: from laboratory measurements to field applications // Energy Fuels. – 2012. – № 26. – P. 4046–4052. - DOI: 10.1021/ef300191e
6. Underinhibited Hydrate Formation and Transport Investigated using a single-pass gas-dominant flowloop / M. Di Lorenzo, Z.M. Aman, K. Kozielski [et al.] // Energy Fuels. –2014. – № 28. – P. 7274–7284. - DOI: 10.1021/ef501609m
7. Nicholas J.W., Dieker L.E., Sloan E.D., Koh C. Assessing the feasibility of hydrate deposition on pipeline walls – Adhesion force measurements of clathrate hydrate particles on carbon steel // J. Colloid Interface Sci. – 2009. – № 331. – P. 322–328. - DOI: 10.1016/j.jcis.2008.11.070
8. Kakkattu S.S., Ramachandran C.N. Natural Gas Evolution in a Gas Hydrate Melt: Effect of Thermodynamic Hydrate Inhibitors // J. Phys. Chem. B. – 2017. – № 121. – P. 153–163. - DOI: 10.1021/acs.jpcb.6b07782
9. Cha J.H., Ha C., Kang S.P. Thermodynamic inhibition of CO2 hydrate in the presence of morpholinium and piperidinium ionic liquids // Fluid. Phase. Equilib. – 2016. – № 413. – 75-79. - DOI: 10.1016/j.fluid.2015.09.008
10. Sylva T.Y., Kinoshita C.K., Masutani S.M. Inhibiting effects of transition metal salts on methane hydrate stability // Chem. Eng. Sci. – 2016. – № 155. – P. 10–15. - DOI: 10.1016/j.ces.2016.06.028
11. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / под ред. Р.И. Вяхирева. – М.: Изд-во Академии горных наук, 1998. – 576 с.
12. Уточнение геологической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Е. Рыжов, А.И. Крикунов, Л.А. Рыжова, Н.Ю. Канунникова // Вести газовой науки. – 2011. – № 1 (6). – С. 132–145.
13. Калачева Л.П., Рожин И.И., Сивцев А.И. Изучение возможности гидратообразования и солеотложения в призабойной зоне скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2018. – № 4. – С. 1-16. - DOI: 10.17353/2070-5379/42_2018
14. Семенов А.П., Мендгазиев Р.И., Тулегенов Т.Б. Анализ измерения равновесных условий образования газовых гидратов // Химия и технология топлив и масел. – 2022. – № 4. – С. 50–56. - DOI: 10.32935/0023-1169-2022-632-4-50-56
15. Ballard L., Sloan E.D. The next generation of hydrate prediction IV: A comparison of available hydrate prediction programs // Fluid. Phase. Equilib. – 2004. – № 216. – P. 257–270. - DOI:10.1016/j.fluid.2003.11.004
16. Stoporev A.S., Ogienko A.G., Altunina L.K. Co-deposition of gas hydrate and oil wax from water-in-crude oil emulsion saturated with CO2 // In IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2018. – № 193. – P. 012042. - DOI:10.1088/1755-1315/193/1/012042
