Міністерство загальної та професійної освіти РФ

Тюменський Державний Нафтогазовий Університет Кафедра РЕНіГМ Реферат

«Особливості безгідратной експлуатації газоконденсатних свердловин» Виконав студент

Групи НГР-96-1

Прийняв професор

Телков А.П.

Тюмень 1999

1.Оценка ефективності методів попередження гідратоутворення при випробуванні газоконденсатних свердловин

Як відомо, освоєння та експлуатація газових і газоконденсатних свердловин на родовищах півночі Тюменської області супроводжується інтенсивним гідратоутворення в стовбурі свердловини, устьевой запірної арматури, шлейфах та інших наземних комунікаціях. Деякими вченими були розглянуті способи гідратоутворення попередження та ліквідації гідратної пробок. Нижче наводяться дані, які будуть сприяти вибору оптимальних умов експлуатації газових і газоконденсатних свердловин неокомських покладів, що характеризуються низькою і середньою продуктивністю.

Перш за все, необхідно встановити, за яких умов для даних покладів на глибинах 2300-3000 м настає безгідратний режим роботи внаслідок прогріву ствола свердловин висхідним потоком газу. У цьому відношенні характерним освоєння скв. 58 Уренгойського родовища і скв. 37 Заполярного родовища.

      
У скв. 58 після заміни глинистого розчину водою і зниження її рівня в колоні отриманий газоконденсатних фонтан з інтервалів 2885-2898 і 2915 - 2923 м. Відпрацювання свердловини велася за затрубний простору через 2,5-дюймові труби протягом 13,5 годин і по НКТ через штуцер діаметром 22 мм - 4,5 години. Потім свердловина досліджена на продуктивність, результати наведено на рис. 1. З малюнка видно: освоєння та дослідження на всіх етапах роботи проводилися в безгідратном режимі (крива «Тиск-температура» на режимах проходить вище і правіше рівноважної гідратоутворення).

Рис. 1.

Рис. 1. Результати дослідження скв. 58 Уренгойського площі

криві: 1 - залежність устьевой температури від дебіту;

2 - рівноважна гідратоутворення;

3,4 - залежність устьевой температури від тиску газу;

У скв. 37 на глинистому розчині з питомою вагою 1,2 г/см3 зарядами ПКС-105, з щільністю 7 отворів на 1 погонний метр розкритою потужності, перфоровано інтервал 2878-2885 м. Приплив після спуску НКТ на глибину 2882 м викликаний зміною розчину на воду, зниженням рівня води в колоні шляхом свабірованія з одночасною підкачкою повітря в затрубний простір компресором низького тиску. Після зниження рівня свердловину зупинили на приплив при закритому на гирлі затрубний просторі. Через 14 годин при устьевой тиску 160 кгс/см2 стався прорив газу під башмак НКТ і свердловина перейшла на фонтануванню газоконденсатом. На відміну від св. 58 тут на всіх режимах роботи зазначалося гідратоутворення на глибинах нижче 190-450 м. що підтверджувалося спуском глибинних приладів. Для ліквідації гідратів і попередження їх утворення при зупинці свердловини в НКТ закачували розчин хлористого кальцію з питомою вагою 1,2 г/см3. Результати освоєння та дослідження представлені на рис.2.

У зв'язку з тим, що по цій свердловині не визначений склад пластового флюїда і рівноважну гідратоутворення безпосередньо розрахувати неможливо, для орієнтовної оцінки використані дані по аналогічних об'єктів скв. 1 того ж родовища (інтервал 2614-2618 і 2365-2374 м). Як видно з малюнка,. термодинамічні умови в стовбурі зупиненої свердловини сприяють гідратоутворення в інтервалі 100-600 м, а на гирлі працює - протягом усього періоду             
досліджень.

Рис.2

Рис. 2. Результати дослідження скв.37 заполярній

криві: 1 - термодинамічні умови по стовбуру зупиненої свердловини;

2,3 - залежно устьевой температури від дебіту і тиску відповідно;

4,5 - рівноважні гідратоутворення для складу газу з скв.1 заполярній площі.

На основі зіставлення розглянутих прикладів можна припустити: при дебітом понад 150-200 тис. нм3/сут. свердловини будуть працювати в безгідратном режимі за рахунок прогріву стовбура висхідним потоком газу. Це підтверджується досвідом растепленія газоконденсатної скв.1 Ямбурзького родовища. При дебіту ж до 50-100 тис. нм3/сут., Як правило, наголошується гідратоутворення різної інтенсивності, для попередження якого в скв.10 Західно-Таркосалинське площі перевірялася дослідним шляхом ефективність ін'єкції антігідратного інгібітора в привибійну зону пласта перед викликом припливу. У цій свердловині у відкладеннях усть-баликской товщі готерів-барремского ярусу розкритий перфорацією інтервал 2446-2455 м. За промислово-геофізичних даними об'єкт випробування характеризується негативною амплітудою потенціалу СП в 55 мВ, позитивним збільшенням по Мікрозонд, звуження стовбура свердловини за каверномеру, що здаються опорами, рівними по імпульсному каротажу 8-18, бічного-23-30 і мікробоковому - 25-32 Ом-м. При випробуваннях з цього інтервалу отриманий фонтануючий приплив газоконденсату. Добре досліджено на продуктивність і газоконденсатних. Згодом планувалося також провести пробну експлуатацію на режимі з дебітом газу 25,4 тис. нм3/сут, що практично відповідало б продуктивності при вільному фонтанування.

При дослідженні свердловини в НКТ відзначалися відкладення гідратів на глибинах 320-450 м, для ліквідації яких застосовувалися закачування розчину хлористого кальцію високої концентрації і продування в атмосферу з-під накопичення. Спроби вивести свердловину на стійку роботу на планованому режимі пробної експлуатації протягом 22 діб виявилися безуспішними через постійне гідратоутворення.

Для обгрунтування режиму безгідратной експлуатації виробили глушіння свердловини 2% розчином хлористого кальцію, а потім нагнітання в пласт 13.4 м3 розчину хлористого кальцію 20% (мас.) концентрації. Як показало повторне освоєння, свердловина фонтанувала без помітного гідратоутворення і на режимі з дебітом газу близько 11 тис. нм3/сут працювала протягом 9 діб. За цей час з профілактичною метою в нерухомий газ через лубрикатор кожні 4 години закачували 20 л розчину хлористого кальцію 30%-ної концентрації. У результаті з'ясувалося: ін'єкція антігідратного інгібітора в привибійну зону сприяла осушування пласта і різко знижувала гідратоутворення в малодебітних газоконденсатних свердловинах, тому даний спосіб рекомендується як ефективний засіб боротьби з гідратів.

Інша картина спостерігається при обробці свердловин, що знаходяться в консервації або тимчасово простоюють під тиском газу. Тут постійно утворюються гідрати при наявності в стовбурі розчинів хлористого кальцію, що застосовується в якості антігідратного інгібітора. Ймовірно, внаслідок вільної конвекції пари води з розчину електроліту переносяться газом вгору по стовбуру свердловини, де конденсуються в краплиннорідкому вологу і стають джерелом гідратоутворення Е. Б. Чекалюк показав, що масштаби конвективного переносу газу можна оцінити за формулою

(1)

де: Q - витрата газу для умов стовбура свердловини, cm3/c;

g-прискорення сили тяжіння, 980 см/с2;

g0 - питома вага газу в нормальних умовах, кг/см3;

Р - середній тиск газу в свердловині, кгс/см2;

Т - середня температура газу в свердловині, ° К;

Г - геотермічний градієнт, ° С/см;

гa - градієнт температури для астатичними рівноваги, ° С/см;

СP - теплоємність газу, ккал/кг- ° С;

d - діаметр внутрішнього потоку, см;

a - коефіцієнт тепловіддачі, ккал/см2;

Z - коефіцієнт стисливості газу;

Р0 = 1,03 кгс/см2;

Т0 = 293 ° К.

З розрахунку за формулою (1) видно: при теплофізичних властивостях природних газів, що відповідають реальним умовам, обсяги переносимого при вільної конвекції газу, а разом з ним і парів води, можуть досягати великих розмірів і здатні в короткий час повністю перекрити стовбур свердловини гідратів. Це явище суттєво знижує ефективність застосування електролітів як ангідратних інгібіторів при зупинках або тимчасової консервації свердловин під тиском газу, але на практиці, як правило, поки недооцінюється. Мабуть, при консервації газових і газоконденсатних свердловин в подібних умовах у як понізітелей точки роси доцільно застосовувати такі інгібітори, як метанол, а при розвідці родовищ всі роботи з випробування проводити безупинно з використанням більш дешевих і безпечних інгібіторів-електролітів.

Інтенсивне і значне за своїми масштабами гідратоутворення, пов'язане в більшості випадків з порушенням технології проведених робіт, відбувається при глушіння свердловин. Причому, якщо шкідливі наслідки підвищеного вмісту вологи газу при освоєнні свердловин можна знизити вищеназваними способами до мінімуму, то при глушіння газових фонтанів потрібно бездоганне виконання технологічної дисципліни. Пояснюється це насамперед недостатньою технічною оснащеністю виробничих підрозділів, які ведуть роботи у важкодоступній місцевості на значній відстані від баз експедицій. Так, при глушіння некерованих газових фонтанів застосовується метод повного насичення потоку газу рідкої фазою за допомогою насосів нагнітання, що розвивають високу продуктивність. При випробуванні ж свердловин, коли є всього один агрегат типу ЦА-320 або АН-400, як це і буває насправді, повністю виключається можливість глушіння при форсованому або навіть вільному фонтанування газу за вільним газовідвідного каналу свердловини.

При недостатній потужності насосного парку єдино прийнятним способом глушіння є спосіб поршневого витіснення газу рідиною з газовідвідного каналу. Для цього необхідно підтримувати такі швидкості руху газу у гирла (тут тиск рухається потоку найменше), при яких рідина не буде підхоплювати газом і виноситися на поверхню. Як показала практика експлуатації гравітаційних сепараторів, таким вимогам відповідає швидкість, вертикальна складова якої не перевищує 0,15 м/с. Це дуже низька межа і витримувати його з практичних міркувань не завжди вигідно. Мабуть (виходячи з промислового досвіду), вертикальну складову швидкості до закінчення процесу можна доводити до 2 м/с, створюючи відповідне протитиск установкою на гирлі діафрагми малого перетину. При такій швидкості на контакті газ-рідина відзначатиметься явище, подібне до кипіння, найбільш небезпечна з точки зору гідратоутворення з-за великої площі контакту рідкої та газоподібному фаз. Тому в якості профілактичного заходу доцільна закачування (у перший порціях) невеликого обсягу звичайно застосовуваного антігідратного інгібітора. Для контролю за швидкістю потоку газу можна використовувати відоме співвідношення

(2)

де: V - швидкість газу, см3/с;

Q - витрати газу, тис. нм3/сут;

D1 - ефективний діаметр перетину газовідвідного каналу біля гирла свердловини, см.

Отже, для попередження гідратоутворення рекомендуються: висновок свердловини на безгідратний режим роботи шляхом прогріву стовбура висхідним потоком газу в високодебітних або нагнітання антігідратного інгібітора в. привибійну зону пласта перед викликом припливу в малодебітних газоконденсатних свердловинах; застосування при тимчасових зупинках або консервації свердловин під тиском метанолу, замість зазвичай використовуються розчинів електролітів; суворе дотримання технологічних вимог при глушіння свердловин.

2.Расчет часу безгідратной експлуатації свердловини і шлейфа після закачування інгібітору в пласт.

Термодинамічні розрахунки та практика дослідження свердловин показують, що в свердловинах і шлейфах на Ведмеже родовищі в початковий період їх експлуатації можливе утворення гідратів. Час прогріву свердловин та шлейфів до виходу на безгідратний режим залежить від дебіту свердловин, способу прокладки та ізоляції шлейфів, умов навколишнього середовища і може коливатися від декількох годин до декількох місяців. У зв'язку з цим при пуску свердловин в експлуатацію після тривалого простою в зимовий період необхідно вживати заходів щодо попередження гідратоутворення.

Одним з методів попередження гідратоутворення в стовбурі свердловини і шлейфі є періодична закачування інгібіторів гідратоутворення в пласт. При експлуатації свердловини після закачування інгібітор поступово виноситься з пласта потоком газу, забезпечуючи безгідратний режим роботи свердловини і шлейфу протягом декількох місяців. Метод випробуваний на Мессояхском родовищі і дав позитивні результати.

Концентрація що знаходиться в шарі інгібітора визначає зниження рівноважної температури гідратоутворення. Знаючи склад і кількість винесеного інгібітора, як функцію часу, а також термодинамічні умови в свердловині і шлейфі, можна знайти час безгідратной експлуатації технологічної лінії після завантаження. На основі лабораторних і теоретичних досліджень пропонується наступна математична модель процесу.

За факторів, що визначають винос інгібітора після закачування, процес умовно розпадається на два етапи.

Початковий етап підпорядковується в основному законам підземної гідравліки. В цей час має місце режим несталої фільтрації двофазного флюїда з поступовим зниженням насиченості призабійної зони інгібітором до рівноважної, за якої винос рідкої фази практично припиняється. Зважаючи на короткочасності та складності розрахунку тривалість цього етапу може бути визначена дослідної закачуванням інгібітора на промислі. Можна вважати його закінченим при сталому постійному дебіте газу. За даними завантаження на Мессояхском родовищі тривалість початкового етапу складає 3-5 діб.

Другий етап характеризується процесом поступової зміни складу інгібітора в пласті за рахунок випадіння з газу вологи через зміну термодинамічних умов при русі газу в зоні закачування, поглинання вологи інгібітором внаслідок меншої пружності парів води над його розчином і виносу летючого інгібітора в парової фазі. При цьому йде винос зайвого (понад досягнутої рівноважної насиченості) кількості розбавляємо вологою інгібітора.

Для визначення кількість випадає вологи, яка розбавляє інгібітор в пласті, необхідно знати термодинамічні умови в зоні завантаження. Розподіл тисків у призабійної зоні описується рівнянням

(1)

де Р - тиск у пласті на відстані R від осі свердловини;

RC, RK - радіуси свердловини та контуру харчування свердловини;

QVГ - об'ємний дебіт свердловини;

А, В - фільтраційні коефіцієнти;

РПЛ - пластовий тиск.

Розподіл температур відповідно до падіння тиску в призабійної зоні виразиться співвідношенням:

(2)

де D - коефіцієнт Джоуля-Томсона;

tПЛ-пластова температура.

Радіус поширення інгібітора в шарі після закачки (RЗ) можна визначити непрямим шляхом по розбавленню інгібітора. Знаючи залишкову водонасиченому призабійної зони пласта, яка після продувки свердловини складає 15-20%, концентрацію інгібітора до і безпосередньо після закачування і користуючись формулою розбавлення розчину, отримаємо

(3)

де G - вага закачаного інгібітора;

K1, К2 - концентрація інгібітора до і після закачки;

h - потужність пласта;

m - пористість;

SB - водонасиченому;

gB - щільність води.

Кількість води, що виділилася з газу в призабійної зоні за певний проміжок часу (Dt), можна знайти по різниці вологовмісту газу на контурі закачування (WЗ) і на вибої свердловини (WС). Практично вологовміст на контурі закачування, тобто на кордоні насиченою інгібітором зони, відпояття вологовмісту газу в пластових умовах.

(4)

вологовмісту газу в залежності від термодинамічних умов газового потоку в присутності інгібітора визначається по рівнянню, отриманому Гухманом і Касперович (ТюменНІІГіпрогаз):

(5)

де Р - тиск газу, кг/см2;

W - вологовміст газу, кг/1000 м3;

РH2O - пружність пари води над розчином інгібітору, мм рт. ст.;

t - температура газу, ° С.

Пружність парів води над розчинами є функцією температури насичення і концентрації розчину. Значення РH2O можна знайти в довідниках. При розрахунках бажано мати аналітичну залежність для РH2O. Для розчинів CаСl2 є рівняння

(6)

яке вірно при концентрації хлористого кальцію (К), що дорівнює 25-35%. Авторами на основі залежності Кокса-Антуана отримано рівняння для більш широкого межі концентрацій:

(7)

У рівняннях (6) - (7) Т - температура, ° K;

t - температура, ° С.

При наявності в інгібітори, наприклад, в метанолі, летючої складової зміна складу його за рахунок випаровування в процесі експлуатації можна розраховувати на основі законів Рауля і Дальтона:

(8)

де Р0 - загальний тиск газу;

Р - пружність пари чистого компонента при t0 С;

x, у - молярний частки компонента в рідкому і газоподібному фазах.

Закони Рауля і Дальтона дійсні для абсолютних розчинів і ідеальних газів. Запроваджуючи поняття фугітівності для газу та активності для розчину, отримаємо більш точний вираз для реальних розчинів і газів при високому тиску.

(9)

де a - коефіцієнт активності;

f - фугітівность чистого компонента, що відповідає тиску його пари;

f0 - фугітівность чистого компонента, що відповідає загальному тиску системи.

Для розрахунку фугітівності можна скористатися або рівнянням Редліхам-Куонг, або графіком залежно від фугітівності наведених параметрів.

З урахуванням рівності (9) кількість летючого інгібітора, винесеного газом у парової фазі, складе:

(10)

де b - переказний коефіцієнт для концентрації.

Зміна складу інгібітора через певний час можна обчислити шляхом складання матеріального балансу по воді і летких інгібітори при умові постійних насиченості шару інгібітором. Інакше збільшення обсягу рідини в шарі за рахунок конденсації вологи приводить до виносу зайвого розведеного інгібітора потоком газу до встановлення рівноважної насиченості.

Розрахунок слід вести методом послідовної зміни станів. Через прийнятий проміжок часу розрахуємо: кількість видала води (рівняння (4)) і винесеною парової фази (рівняння (10)), нову концентрацію інгібітора і відповідне часу (t = Dt) рівноважний стан. Точність розрахунку, що доцільно проводити на ЕОМ, залежить від вибору досить малого інтервалу часу Dt.

Знаючи склад інгібітора, як функцію часу, можна визначити зниження температури гідратоутворення в будь-який момент часу після закачування або за графіками, або на основі отриманої раніше залежності.

(11)

де К - концентрація інгібітора, вага% (для метанол хлоркальціевой суміші К - концентрація основного компонента - CaCl2);

Коефіцієнти A1, B1 приймаються в залежності від виду інгібітора і мають значення: для метанолу A1 = 0,008, B1 = 0,332; для розчину CaCl2 A1 = 0,017, B1 = 0,30; для метанол хлоркальціевой суміші (10% вага метанолу 90% 30%-ного водного розчину CaCl2) A1 = 0,050, B1 = 0,066.

Рівноважні умови гідратоутворення для природного газу сеноманськими відкладень на північних родовищах описуються рівнянням

tГ = 19,9 lg P-28, 5 (12)

Необхідне зниження температури гідратоутворення (DtГ) визначається термодинамічними умовами в свердловині або шлейфі.

для свердловини DtГ = tГ-tУСТ

для шлейфу DtГ = tГ-tПЛ (13)

Температура на гирлі свердловини (tУСТ) визначається виміром, тому що вона не залежить від зовнішніх умов і для даного режиму роботи свердловини після її прогріву залишається постійною, а також може бути визначена розрахунком. Температура газу в шлейфі розраховується по рівнянню Шухова в залежності від дебіту свердловин, довжини, діаметра і типу ізоляції шлейфа, навколишніх умов.

Результати, визначені за методикою розрахунку, узгоджуються з експериментальними даними, отриманими при закачку на Мессояхском промислі. На родовищах типу Мессояхского необхідно періодично повторювати завантаження, тому що тут висновок свердловини на безгідратний режим неможливий. На Ведмеже і аналогічних йому родовищах закачування необхідна тільки на час прогріву свердловини і шлейфа, визначається розрахунком, і виходу їх на безгідратний режим. У залежності від часу прогріву на основі викладеної вище методики можна розрахувати кількість інгібітора, що забезпечує безгідратную експлуатацію свердловини і шлейфу в даний період.

3.Расчет періоду безгідратной експлуатації свердловини при закачування інгібітору в пласт на Мессояхском родовищі.

На Мессояхском газовому промислі для попередження гідратоутворення в технологічній лінії свердловина-збірний пункт застосовується метод закачування інгібітору в пласт. В якості інгібітору використовується суміш 30% розчину хлористого кальцію з 10% за вагою метанолу. Основним критерієм, що визначає безгідратную експлуатацію свердловин, є концентрація відпрацьованого інгібітора, що виноситься потоком газу, при якій забезпечується достатня зниження температури гідратоутворення в розглянутій технологічної лінії.

Концентрація закачаного в пласт інгібітора зменшується спочатку через розведення пластової водою, а потім, при експлуатації свердловини, водою, що виділилася з газу при зміні термодинамічних умов. Первісне зміна концентрації можна визначити або виміром щільності рідини, що виносяться зі свердловини безпосередньо після закачування, або розрахунком, знаючи параметри пласта і залишкову водонасиченому.

При відомих термодинамічних умовах пласта і всієї технологічної лінії з номограми вологовмісту газу можна визначити кількість виділяється з нього вологи.

(1)

де W1 і W2 - відповідно початкове вологовміст газу в пластових умовах і при кінцевих (розглянутих), кг/1000 м3;

Q-кількість видобутого газу, тис. м3.

Знаючи початкову концентрацію закачаного інгібітора Ki і його кількість mi, можна визначити кінцеву концентрацію К2 при проходженні через нього певної кількості газу. З відомого рівняння розбавлення розчину маємо.

(2)

де х - маса розчинника, необхідна для розведення маси розчину m1 даної концентрації K1 до потрібної К2, вагу. %;

m2 - маса розчину після розведення.

З вищенаведених умов

( 3)

Вирішуючи рівняння (2) щодо невідомої концентрації К2, отримаємо

(4)

Проте кінцева концентрація інгібітора К2 не може бути нижче допустимої концентрації Кд, яка визначається необхідним для даних термодинамічних умов зниженням температури гідратоутворення в технологічній лінії і є відомою.

До мінімально допустимої концентрації суміш розбавляється за рахунок виділилася з газу вологи, кількість якої можна розрахувати по рівнянню

(5)

При добовій видобутку газу qi, сумарний видобуток складе

(6)

Загальна кількість виділилася з газу води

(7)

Переходячи до рівномірної середньодобовому видобутку газу маємо

(8)

де T1 - кількість діб роботи свердловини.

Тоді

(9)

Прирівнюючи праві частини рівнянь (5) і (9) і вирішуючи отримане щодо T1, визначаємо період безгідратной роботи свердловини в добі.

(10)

Необхідно врахувати, що в перші 10-20 годин після закачування з пласта виноситься 18-85% закачаного інгібітора в залежності від його складу. Тому період безгідратной експлуатації технологічної лінії слід визначати, як:

(11)

де n = (0,18 - 0.85) - поправочний коефіцієнт, що залежить від виду інгібітора.

На підставі експериментальних даних встановлено: при використанні в якості інгібітора метанолу n = (0,12-0,17), розчину хлористого кальцію - n = (0,43-0,5), суміші (10% метанолу + 30% розчин хлористого кальцію) - n = (0,5-0,57).

Приклад розрахунку:

Cкв. 135 Мессояхского родовища. Пластова температура 10 ° С, тиск 76 кг/см 2, температура в кінці шлейфа -10 ° С, тиск 60 кг/см2, qc = 200 тис. m3/cyт, розміщено m1 -= 6180 кг суміші з концентрацією K1 = 27%. Для даних умов W1 = 0,2 кг/1000 м3, W2 = 0,06 кг/1000 м3, КД = 19%, n = 0,54.

добу.

Практично свердловина відпрацювала 52 діб.

Описана методика дозволяє заздалегідь визначити період безгідратной експлуатації частини або всієї технологічної лінії при відомих кількості, концентрації інгібітора і заданої середньодобовому видобутку газу.