Одним из осложнений, возникающих при разработке нефтегазовых месторождений, является образование отложений гидратов нефтяного газа в стволе добывающих скважин. В интервале образования отложений вероятно снижение скорости восходящего потока газожидкостной смеси либо его остановка вследствие частичного или полного перекрытия рабочего сечения насосно-компрессорных труб отложениями, что негативно влияет на технико-экономические показатели разработки месторождения. С целью повышения эффективности предупреждения гидратообразования предложена новая методика прогнозирования интервалов образования гидратов в условиях постоянной и периодической работы электроцентробежных насосов. Особенности методики рассмотрены на примере Вынгаяхинского месторождения. При разработке данной методики использовались алгоритмы распределения давления и температуры газожидкостного потока с учетом влияния нагрева/охлаждения погружного электродвигателя, состава нефтяного газа, минерализации пластовой воды и применяемых ингибиторов. В основе методики лежит расчет псевдоприведенных давлений и температур, с помощью которых можно учесть влияние каждого компонента в газожидкостной смеси. С помощью разработанной методологии определена глубина гидратообразования в 22 скважинах Вынгаяхинского месторождения. В результате тестирования методики для 7 скважин сходимость результатов составила около 90%. Анализ полученных результатов показал, что состав нефтяного газа и пластовой воды значительно влияет на прогнозируемую глубину образования отложений газовых гидратов. Представленный в статье подход может быть применен для оценки и прогнозирования глубины гидратообразования, что позволит скорректировать технологический процесс, связанный с работой скважины, и уменьшить негативное влияние на процесс добычи и работу оборудования.
Список литературы
1. Hammerschmidt E.G. Formation of Gas Hydrates in Natural Gas Transmission Lines // Industrial & Engineering Chemistry. – 1934. – V. 26. – P. 851- 855. - https://doi.org/10.1021/IE50296A010
2. Sloan E.D. Jr. Clathrate Hydrates of Natural Gases. - New York: Marcel Dekker, Inc., 1990. - 664 p.
3. Nasrifar K., Moshfeghian M. A Model for Prediction of Gas Hydrate Formation Conditions in Aqueous Solutions Containing Electrolytes and/or Alcohol // J. Chem. Thermodynamics. – 2001. – V. 33. – P. 999 -1014. - http:// doi.org/10.1006/jcht.2000.0811999
4. Javanmardi J., Moshfeghian M. A New Approach for Prediction of Gas Hydrate Formation Conditions in Aqueous Electrolyte Solutions // Fluid Phase Equilibria. – 2000. – V. 168. – P. 135 – 148. - http:// doi.org/10.1016/S0378-3812(99)00322-2
5. Effect of heavy hydrate formation on the hydrate free zone of real reservoir fluids / Tohidi B., Danesh A., Burgass R.W., Todd A.C. // SPE-35568-MS. – 1996. - http://doi.org/10.2118/35568-MS
6. Nasrifar K., Moshfeghian M. Computation of Equilibrium Hydrate Formation Temperature for CO2 and Hydrocarbon Gases Containing CO2 in the Presence of an Alcohol, Electrolytes and Their Mixtures // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2000. – V. 26. – P. 143 – 150. - http://doi.org/10.1016/S0920-4105(00)00028-0
7. Bishnoi P.R., Dholabhai P.D. Equilibrium Conditions for Hydrate Formation for a Ternary Mixture of Methane, Propane and Carbon Dioxide, and a Natural Gas Mixture in the Presence of Electrolytes and Methanol // Fluid Phase Equilibria. – 1999. – V. 158. - P. 821 – 827. - http://doi.org/10.1016/S0378-3812(99)00103-X
8. Problems in gas hydrates: Practical guidelines for field remediation / J.E. Paez, R. Blok, H. Vaziri, M.R. Islam // SPE-69424-MS. – 2001. - https://doi.org/10.2118/69424-MS
9. Chen G.J., Guo T.M. Thermodynamic modeling of hydrate formation based on new concepts // Fluid Phase Equilibria. – 1996. - V. 122. - P. 43-65. - http://doi.org/10.1016/0378-3812(96)03032-4
10. Jossang A., Stange E. A new predictive activity model for aqueous salt solutions // Fluid Phase Equilibria. – 2001. - V. 181. -P. 33 – 46. - http://doi.org/10.1016/S0378-3812(00)00515-X
11. Dimitrios A., Varotsis N. Modeling Gas Hydrate Thermodynamic Behavior: Theoretical Basis and Computational Methods // Fluid Phase Equilibria. – 1996. – V. 123. – P. 107 – 130. - http:// doi.org/10.1016/0378-3812(96)03036-1
12. Ma Q.L., Chen G.J., Guo T.M. Modeling the gas hydrate formation of inhibitor containing systems // Fluid Phase Equilibria. – 2003. - V. 205. - P. 291-302. - https://doi.org/10.1016/S0378-3812(02)00295-9
13. Heng-Joo Ng, Robinson D.B. Hydrate formation in systems containing methane, ethane, propane, carbon dioxide or hydrogen sulfide in the presence of methanol // Fluid Phase Equilibria. – 1985. - V. 21. - P. 145 – 155. - http://doi.org/10.1016/0378-3812(85)90065-2
14. Piper L.D., McCain W.D., Corredor J.H. Compressibility factors for naturally occurring petroleum gases // SPE-69424-MS. – 1993. - https://doi.org/10.2118/69424-MS
15. Yaws C.L. Chemical properties handbook: Physical, thermodynamic, environmental, transport, safety, and health related properties for organic and inorganic chemicals. - New York: McGraw-Hill, 1999. - 779 p.
