Сравнение эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа и опыт их промышленного применения в ПАО «Оренбургнефть»

Вести газовой науки - № 2 (26) / 2016 «Актуальные проблемы добычи газа»

А. В. Фаресов | А. И. Пономарёв | Е. А. Круглов | А. П. Баряев

Одна из серьезнейших проблем, осложняющих процессы добычи углеводородов на месторождениях природного газа и газонефтяных месторождениях с высоким газовым фактором, – образование газовых гидратов. Для предотвращения гидратообразования традиционно применяют классические ингибиторы термодинамического действия, основными представителями которых являются метанол и гликоли, относящиеся к классу спиртов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования термодинамического действия заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, изменении равновесных условий образования гидратов.

В конце прошлого века были разработаны принципиально новые ингибиторы гидратообразования кинетического действия, представляющие собой водорастворимые полимеры, в структуру которых входят атомы азота и кислорода. Выделены два основных механизма ингибирования:

  1. Боковые группы полимера-ингибитора адсорбируются на поверхности кристалла гидрата посредством водородных связей. Адсорбируясь на кристалле гидрата, полимер способствует разрастанию кристалла вокруг и между нитями полимера с небольшим радиусом кривизны кристалла;
  2. Ингибиторы стерически блокируют вход и заполнение полости гидрата неполярными растворенными веществами, такими как метан.

Также отмечено небольшое взаимодействие между неполярным растворенным веществом и гидрофобной частью боковых групп ингибитора в модели [1].

Большим преимуществом кинетических ингибиторов гидратообразования (КИГ) стала дозировка, которая кратно ниже дозировок термодинамических ингибиторов. Это позволяет существенно снизить операционные затраты. КИГ также относятся к категории «экологичных», что снижает риски при их транспортировке, хранении и применении. В связи с перечисленными преимуществами в послед- нее десятилетие КИГ набирают все большую популярность у добывающих компаний при выборе методов борьбы с гидратообразованием. На сегодняшний день  на ряде объектов нефтегазодобывающих компаний успешно прошли опытно- промышленные испытания и эффективно применяются ингибиторы гидратообразования низкой дозировки [2–7].

Рис. 1. Общий вид экспериментальной установки: а – блок управления и обработки результатов; б – термобарическая камера; в – газовый баллон и масляный насос

Для исследования ингибиторов гидратообразования низкой дозировки на предприятии АО «Опытный завод Нефтехим» разработана установка, представляющая собой термобарокамеру высокого давления (до 30 МПа) емкостью 250 см3 (рис. 1). Камера (ячейка) имеет термостатируемую рубашку с возможностью изменения температуры от –40 до +25 °С. Торцы термобарической камеры снабжены сапфировыми стеклами, через которые в проходящем свете происходит видеофиксация процессов гидратообразования. Давление и температура в камере контролируются датчиками с выводом показателей на компьютер.
В качестве модельного газогидратообразователя была выбрана газовая смесь, состоящая из метана и пропана в соотношении 90/10 соответственно с чисто- той компонентов 99,98 %. С целью минимизации влияния состава смеси на конеч- ный результат смесь газов готовилась в объеме, достаточном для всей серии опытов. Для водонасыщенной метан-пропановой смеси был произведен расчет кривой гидратообразования с использованием программного обеспечения Центра газогидратных исследований эдинбургского Университета им. Хериота и Уатта (англ. Heriot-Watt University). Результаты расчетов представлены на рис. 2 и в табл. 1.

Результаты расчетов

Рисунок 2. Расчетная равновесная кривая гидратообразования

Таблица 1. Равновесные условия гидратообразования для водонасыщенной метан-пропановой смеси
Температура, °С

–10

–5

0

5

10

15

16

17

18

19

20

Давление, МПа

0,393

0,492

0,613

1,191

2,314

4,495

5,134

5,864

6,697

7,648

8,735

Для проведения экспериментов при давлении 5,5 МПа были выбраны три температуры, °C: –4, +3, +10. В качестве ингибиторов гидратообразования испытывались классические кинетические ингибиторы гидратообразования – полимеры циклических структур N-винилпирролидона и капролактама; ингибиторы гидратообразования следующего поколения, представляющие собой сополимеры указанных структур со специально подобранными стереорегулярностью и молекулярной массой; а также принципиально новые химические структурные компоненты производства АО «Опытный завод Нефтехим». В качестве реагента сравнения использовался 32%-ный раствор метанола в дистиллированной воде объемом 100 мл. Эксперименты проводились в следующей последовательности:

  1. Предварительно в опыте без ингибирования метан-пропановой смеси в камеру заливали 100 мл. дистиллированной воды;
  2. В опытах для тестирования КИГ в ячейку заливался 1%-ный раствор испытываемого КИГ в дистиллированной воде общим объемом 100 мл;
  3. воздух из камеры откачивали вакуумным насосом до разрежения 76 мм рт.ст.;
  4. Включали охлаждение камеры при помощи термостата;
  5. В охлажденную камеру под давлением 6 МПа подавали заранее подготовленную газовую смесь;
  6. Камеру повторно термостатировали в течение 50–70 мин до стабилизации давления в системе. По достижении заданной температуры давление в камере составляло 5,5 ... 5,6 МПа;
  7. После установления температуры и дав- ления включался привод для качания ячейки, которое обеспечивает лучшее перемешивание и усреднение компонентов системы.

В результате проведенных испытаний получены данные по эффективности кинетических ингибиторов гидратообразования (табл. 2, рис. 3, 4), а также проведено сравнение КИГ с метанолом. Эффективность реагентов оценивалась по времени задержки начала гидратообразования в системе.

Время задержки гидратообразования в водонасыщенной метан-пропановой смеси фиксировалось путем контроля давления в камере. Период задержки процесса гидратообразования характеризуется стабильным давлением. В момент начала гидратообразования наблюдается резкое падение давления в  камере, что объясняется переходом газа из газообразной фазы в твердую, также видно влияние температуры на время задержки гидратообразования (см. рис. 3).


Рис. 3. Оценка эффективности ингибиторов по времени задержки начала гидратообразования в водонасыщенной метан-пропановой смеси при температуре: а – 10 °С; б – 3 °С; в – (–4) °С.

Таблица 2. Тестирование эффективности ингибиторов гидратообразования
№ эксперимента Образец Концентрация, % Температура, °С Давление, МПа Время тестирования, мин
1 Без применения ингибитора (система «газ–вода») 10 5,53 234
2 3 5,61 112
3 –4 5,54
4 Поли-N-винилпирролидон 1 10 5,54 2107
5 3 5,59 416
6 –4 5,57 53
7 Поликапролактам 1 10 5,51 1930
8 3 5,54 349
9 –4 5,59 33
10 Сополимер поли-N- винилпирролидона и поликапролактама 1 10 5,56 2400 (гидратов нет)
11 3 5,55 1586
12 –4 5,58 158
13 Метанол 32 10 5,61 2400 (гидратов нет)
14 3 5,54 2400 (гидратов нет)
15 –4 5,55 476
16 СОНГИД-1801А 1 10 5,52 2400 (гидратов нет)
17 3 5,55 2400 (гидратов нет)
18 –4 5,58 626

Рис. 4. Равновесная температура гидратообразования в водонасыщенной метан-пропановой смеси при давлении 5,5 МПа в присутствии ингибиторов (продолжительность испытаний 24 ч)

Согласно приведенным данным, ингибитор кинетического типа СОНГИД-1801А, а также стереоспецифический сополимер поли-N-винилпирролидона и поликапролактама являются реагентами, способными эффективно бороться с образованием газогидратов. Использованная в опытах дозировка ингибитора гидратообразования  СОНГИД-1801А в 32 раза ниже дозировки метанола при сопоставимом снижении температуры и времени задержки гидратообразования, что доказывает высокую эффективность кинетических ингибиторов гидратообразования.

Опытно-промышленные испытания ингибитора гидратообразования СОНГИД-1801А проводились в период с февраля по май 2007 г. на скв. 2653, 2645, 2617, 1341, 1033 Зайкинского месторождения ПАО «Оренбургнефть». В ходе испытаний удалось оптимизировать технологию подачи и дозировки реагента.

Для предотвращения гидратообразования шлейфов скважин от устья до сходного коллектора подачу ингибитора гидратообразования необходимо производить в штуцерную камеру на устье скважины. Это позволяет ингибитору лучше распределяться в газовом потоке,  а  также  предотвращает  гидратообразование  в штуцерной камере, происходящее в случае снижения температуры окружающей среды ниже –12 °С. Подача реагента должна осуществляться постоянно при помощи дозировочного оборудования. Импульсную трубку подачи реагента необходимо оснащать обратным клапаном непосредственно перед точкой ввода для предотвращения образования воздушных про- бок в трубке и нарушения дозировки.

С июня 2007 г. в ПАО «Оренбургнефть» началось промышленное применение КИГ СОНГИД-1801А (рис. 5). Всего к осложнен- ному фонду было отнесено 16 скв.: 2653, 2645, 2617,  1341,  1033,  800,  801,  802,  2607,  2606, 1032, 564, 1324, 1007, 24, 300.

Согласно рис. 5 до начала опытно-промышленных испытаний и последующего промышленного применения ингибиторов гидратообразования удельное количество гидратообразований на скважину в месяц составляло в среднем 4,6 (скв. × мес.)–1. После внедрения проекта по применению ингибиторов гидратообразования в рамках комплексной химизации технологических процессов  удельное количество гидратообразований   составило в среднем  за период с июня 2007 г. по январь 2013  г.  0,025 (скв. × мес.)–1. За счет снижения количества отказов скважин по причине гидратообразования удалось сократить внутрисменные потери нефти и газового конденсата, которые в среднем за месяц составили 130 т и 260 тыс. м3 соответственно, что свидетельствует об эффективности применения КИГ.

 

Рис. 5. Технологические результаты применения ингибиторов гидратообразований в ПАО «Оренбургнефть»

Рис. 5. Технологические результаты применения ингибиторов гидратообразований в ПАО «Оренбургнефть»

Благодаря внедрению проекта по применению ингибиторов низкой дозировки удельные затраты на борьбу с гидратообразованием удалось сократить со 197 до 172 тыс. руб./скв. за счет снижения объемов применяемого реагента по сравнению с метанолом, сокращения затрат на доставку реагента и оптимизации его дозирования.

Таким образом, в ходе испытаний определены значения температуры, при которых в течении 24 ч. не происходит гидратообразования. Снижение температуры гидратообразования составило:

  • для поликапролактама при 1%-ной концентрации – на 7 °С;
  • поли-N-винилпирролидона при 1%-ной концентрации – на 8 °С;
  • сополимера поли-N-винилпирролидона и поликапролактама при 1%-ной концентрации – на 14 °С;
  • СОНГИД-1801А при 1%-ной концентрации – на 19 °С;
  • метанола при концентрации 32% – на 19 °С.

Результаты испытаний показали, что протестированные кинетические ингибиторы гидратообразования СОНГИД-1801А и стереоспецифичный сополимер поли-N-винилпирролидона и поликапролактама являются эффективными реагентами, способными предотвращать гидратообразование в течение нескольких дней и снижать температуру образования гидратов до 19 °С. Установлено, что необходимая дозировка кинетических ингибиторов гидратообразования в десятки раз ниже соответствующей дозировки классического термодинамического ингибитора метанола. Это позволяет существенно снизить операционные затраты при защите трубопроводов от газогидратов.

Опыт промышленного применения ингибитора гидратообразования СОНГИД-1801А подтвердил его  практическое  преимущество по сравнению с метанолом с точки зрения технологических и экономических показателей. В период реализации проекта по замещению метанола ингибитором гидратообразования кинетического типа удельное количество гидратообразований сократилось в 180 раз с 4,6 до 0,025 (скв. × мес.)–1. При этом затраты на обработку ингибитором в расчете на одну скважину снизились в 1,15 раза.

Необходимо отметить положительный эффект замены метанола на метанолозамещающие реагенты в аспекте охраны труда и промышленной безопасности, так как переход на применение метанолозамещающих реагентов позволил упростить процедуры хранения и транспортировки реагентов, исключил риски отравлений метанолом персонала и третьих лиц.

Список литературы

  1. Mechanism of kinetic hydrate inhibitors / ed. Y. Makogon, E.D. Sloan // Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates. – Yokohama, Japan, 2002.
  2. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон. – М.: ИРЦ Газпром, 2004. – 508 с.
  3. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях / В.А. Истомин, В.С. Якушев. – М.: Недра, 1992. – 236 с.
  4. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование / Ю.Ф. Макогон. – М.: Недра, 1985. – 232 с.
  5. Фаресов А.В. Исследование эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа / А.В. Фаресов, А.И. Пономарёв // Нефтегазовое дело. – 2013. – Т. 11. – № 4. – С. 86–95.
  6. Фаресов А.В. Изучение технологических характеристик ингибиторов гидратообразования кинетического типа при применении и утилизации на объектах нефтегазодобычи / А.В. Фаресов, А.И. Пономарёв // Нефтегазовое дело. – 2014. – Т. 1. – С. 137–147.
  7. Кэролл Дж. Гидраты природного газа / Дж. Кэролл. – М.: Технопресс, 2007. – 316 с.
Сравнение эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа и опыт их промышленного применения в ПАО «Оренбургнефть»

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

восемнадцать − тринадцать =