Том 336 № 12 (2025)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2025/12/4942
Разработка математической модели гидратообразования для условий турон-сеноманских залежей месторождений Западной Сибири
Актуальность. Образование и накопление газовых гидратов в системе сбора и подготовки газа – это один из осложняющих факторов при работе газового промысла. Повышение точности определения условий образования гидратов позволит эффективнее прогнозировать необходимую подачу ингибитора гидратообразования, что позволит сократить эксплуатационные расходы при сохранении уровня надежности работы промысла. Цель. Повышение точности прогноза образования гидратов и эффективности расчета оптимальных концентраций ингибитора для условий турон-сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Методы. Математическое моделирование, лабораторные исследования процессов гидратообразования методом качающейся ячейки. Результаты и выводы. Выполнен обзор работ по экспериментальным исследованиям термобарических условий образования и разложения гидратов метана высокой чистоты с дистиллированной водой. Выявлена обобщенная зависимость и уточнены коэффициенты, корректирующие одну из существующих методик для расчета равновесных условий образования гидратов применительно к условиям туронских и сеноманских залежей Западной Сибири. Показаны результаты проведенных лабораторных исследований термобарических условий образования и разложения гидратов смесей, характерных для месторождений Западной Сибири. Рассмотрены существующие методики моделирования образования гидратов с различными составами газа, минерализацией воды и количеством вводимого ингибитора, оценена их погрешность и условия применения. Разработана модель образования гидратов применительно к условиям туронских и сеноманских залежей месторождений Западной Сибири, включающая в себя «базовую кривую» и коэффициенты, учитывающие влияние минерализации воды, состава газа и концентрации ингибитора гидратообразования. Погрешность существующих методов для прогнозирования условий образования гидратов применительно к параметрам туронских и сеноманских залежей месторождений Западной Сибири составила 0,5–1,2 °С. Средняя погрешность предложенного метода составила 0,28 °С (максимальная 0,88 °С), что позволяет заметно повысить точность прогнозирования условий образования гидратов и эффективность расчета оптимальных концентраций ингибитора на основе метанола.
Ключевые слова:
газовые гидраты, осложнение добычи, оптимизация, ингибитор гидратообразования, метанол, турон, сеноман, природный газ
Библиографические ссылки:
1. PC-SAFT/UNIQUAC model assesses formation condition of methane hydrate in the presence of imidazolium-based ionic liquid systems / M. Zare, J. Kondori, S. Zendehboudi, F. Khan // Fuel. – 2020. – Vol. 266. – P. 1–10. DOI: 10.1016/j.fuel.2019.116757.
2. Анализ факторов, влияющих на образование газовых гидратов в свободном и поровом объеме / А.А. Воронцов, Г.В. Буслаев, М.С., Сандыга Г.Ю. Коробов, В.В. Никитин // Научный журнал Российского газового общества. – 2023. – № 3 (39). – С. 32–43.
3. Bishoni P.R., Natarajan V. Formation and decomposition of gas hydrates // Fluid Phase Equilibria. – 1996. – Vol. 117. – P. 168–177.
4. Китаев С.В. и др. Исследование эффективности ингибиторов гидратообразования в процессе добычи и транспорта углеводородов в морских условиях // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 2. – С. 190–199. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2021/2/3055
5. Chuvilin E., Zhmaev M., Grebenkin S. Gas permeability behavior infrozen sand controlled by formation and dissociation of pore gas hydrates // Geosciences. – 2022. – Vol. 12. – № 9 (321). – P. 1–14.
6. Smith C., Barifcani A., Pack D. Gas hydrate formation and dissociation numerical modelling with nitrogen and carbon dioxide // Journal of Natural Gas Science & Engineering. – 2015. – Vol. 27. – P. 1118–1128. DOI: 10.1016/j.jngse.2015.09.055.
7. Jhaveri J., Robinson D.B. Hydrates in the methane-nitrogen system // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 1965. – Vol. 43. – № 2. – P. 75–78. DOI: 10.1002/cjce.5450430207.
8. Stability boundaries of gas hydrates helped by methane – structure-H hydrates of methylcyclohexane and cis-1,2-dimethylcyclohexane / T. Nakamura, T. Makino, T. Sugahara, K. Ohgaki // Chemical Engineering Science. – 2003. – Vol. 58. – P. 269–273.
9. Mohammadi A.H., Anderson R., Tohidi B. Carbon monoxide clathrate hydrates: equilibrium data and thermodynamic modeling // American Institute of Chemical Engineers Journal. – 2005. – Vol. 51. – № 10. – P. 2825–2833. DOI: 10.1002/aic.10526.
10. Adisasmito S., Frank R.J., Sloan E.D. Hydrates of carbon dioxide and methane mixtures // Journal of Chemical Engineering Data. – 1991. – Vol. 36. – № 1. – P. 68–71.
11. Experimental investigation on the dissociation conditions of methane hydrate in the presence of imidazolium-based ionic liquids / K.M. Sabil, O. Nashed, B. Lal, L. Ismail, A. Japper-Jaafar // The Journal of Chemical Thermodynamics. – 2015. – Vol. 84. – P. 7–13. DOI: 10.1016/j.jct.2014.12.017.
12. Experimental determination of hydrate phase equilibrium for different gas mixtures containing methane, carbon dioxide and nitrogen with motor current measurements / D. Sadeq, S. Iglauer, M. Lebedev, C. Smith, A. Barifcani // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2017. – Vol. 38. – P. 59–73. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.12.025.
13. Experimental measurement and modeling of methane hydrate / L. Keshavarz, J. Javanmardi, A. Eslamimanesh, A.H. Mohammadi // Dissociation Conditions in the Presence of Aqueous Solutions of Ionic Liquid // Fluid Phase Equilibria. – 2013. – Vol. 354. – P. 312–318. DOI: 10.1016/j.fluid.2013.05.007.
14. Experimental determination of methane hydrate dissociation curve up to 55MPa by using a small amount of surfactant as hydrate promoter / P. Gayet, C. Dicharry, G. Marion, A. Graciaa, J. Lachaise, A. Nesterov // Chemical Engineering Science. – 2005. – Vol. 60. – P. 5751–5758. DOI: 10.1016/j.ces.2005.04.069.
15. Experiment and thermodynamic modeling of methane hydrate equilibria in the presence of aqueous imidazolium-based ionic liquid solutions using electrolyte cubic square well equation of state / M. Zare, A. Haghtalab, A.N. Ahmadi, K. Nazari // Fluid Phase Equilibria. – 2013. – Vol. 341. – P. 61–69.
16. Saito S., Marshall D.R., Kobayashi R. Hydrates at high pressures: Part II. Application of statistical mechanics to the study of the hydrates of methane, argon and nitrogen // A.I.Ch.E. Journal. – 1964. – Vol. 10. – № 5. – P. 734–740.
17. McLeod H.O., Campbell J.M. Natural gas hydrates at pressure to 10,000 psia // Journal of petroleum technology. – 1961. – Vol. 13. – № 6. – P. 590–594. DOI: 10.2118/1566-g-pa.
18. Galloway T.J., Ruska W., Chappelear P.S. Experimental measurement of hydrate numbers for methane and ethane and comparison with theoretical values // Ind. Eng. Chem. Fundam. – 1970. – Vol. 9. – № 2. – P. 237–243.
19. Deaton W.M., Frost E.M. Gas hydrates and their relation to the operation of natural gas pipe lines. Monograph 8. – USA: U.S. Bureau of Mines, 1946. – 101 p.
20. Occurrence of methane hydrate in saturated and unsaturated solutions of sodium chloride and water in dependence of temperature and pressure / J.L. De Roo, C.J. Peters, R.N. Lichtenthaler, G.A.M. Diepen // AlChE Journal. – 1983. – Vol. 29. – № 4. – P. 651–657.
21. Thakore J.L., Holder G.D. Solid-vapor azeotropes in hydrate-forming systems // Ind. Eng. Chem. Res. – 1987. – Vol. 26. – P. 462–469.
22. Aregbe A.G., Sun B., Aregbe L.C. Methane hydrate dissociation conditions in high-concentration NaCl/KCl/CaCl2. Aqueous solution: experiment and correlation // Journal of Chemical and Engineering Data. – 2019. – Vol. 64. – P. 2929–2939. DOI: 10.1021/acs.jced.8b01173.
23. Rossi F., Gambelli A.M. Thermodynamic phase equilibrium of single-guest hydrate and formation data of hydrate in presence of chemical additives: a review // Fluid Phase Equilibria. – 2021. – Vol. 536. – P. 1–69. DOI: 10.1016/j.fluid.2021.112958.
24. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 506 с.
25. Опыт экспериментального исследования особенностей гидратообразования для условий туронских и сеноманских залежей. Часть 1 / А.Е. Кишалов, В.Д. Липатов, В.В. Жонин, А.Ю. Головизнин, Л.А. Лузан, А.В. Ушакова // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 3. – С. 40–48. DOI: 10.17122/ngdelo-2024-3-40-48.
26. Опыт экспериментального исследования особенностей гидратообразования для условий туронских и сеноманских залежей: часть 2 / А.Е. Кишалов, В.Д. Липатов, В.И. Савичев, К.В. Литвиненко, Р.В. Ягудин, Р.Н. Хайрисламова // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 4. – С. 96–103. DOI: 10.17122/ngdelo-2024-4-96-103.
27. СТО Газпром 3.1-3-010-2008. Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром». – М.: ОАО «Газпром», 2009. – 46 с.
28. PSL Systemtechnik. Germany. Lab instruments for oil and gas. URL: https://psl-systemtechnik.com/en/rocking-cell (дата обращения 17.02.2025).
29. СТО Газпром 2-3.3-1242-2021. Методика расчета норм расхода химических реагентов для газодобывающих дочерних обществ ПАО «Газпром». – М.: ПАО «Газпром», 2021. – 73 с.
30. A general correlation for predicting the suppression of hydrate dissociation temperature in the presence of thermodynamic inhibitors / K.K. Østergaard, R. Masoudi, B. Tohidi, A. Danesh, A.C. Todd // Elsevier Ltd. Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – Vol. 48. – P. 70–80. DOI: 10.1016/j.petrol.2005.04.002.
31. Mohammadi A.H., Afzal W., Richon D. Gas hydrates of methane, ethane, propane, and carbon dioxide in the presence of single NaCl, KCl, and CaCl2 aqueous solutions: experimental measurements and predictions of dissociation conditions // Elsevier Ltd. J. Chem. Thermodynamics. – 2008. – Vol. 40. – P. 1693–1697. DOI: 10.1016/j.jct.2008.06.015.
