Реферат: Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин

Министерство общего и профессионального образования РФ

Тюменский Государственный НефтегазовыйУниверситет

Кафедра РЭНиГМ

Реферат

«Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатныхскважин»

Выполнилстудент

Группы НГР-96-1

Принял профессор

Телков А.П.

Тюмень 1999 г.

1.Оценкаэффективности методов предупреждения гидратообразования при испытаниигазоконденсатных скважин

Как известно, освоение и эксплуатация газовых игазоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской областисопровождается интенсивным гидратообразованием в стволе скважины, устьевойзапорной арматуре, шлейфах и других наземных коммуникациях. Некоторыми ученымибыли рассмотрены способы предупреждения гидратообразования и ликвидациигидратных пробок. Ниже приводятся данные, которые будут способствовать выборуоптимальных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин неокомскихзалежей, характеризующихся низкой и средней продуктивностью.

Прежде всего, необходимоустановить, при каких условиях для данных залежей на глубинах 2300—3000 мнаступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважинвосходящим потоком газа. В этом отношениихарактерноосвоение скв. 58 Уренгойского месторождения и скв. 37 Заполярногоместорождения.

<img src="/cache/referats/1992/image002.jpg" v:shapes="_x0000_s1026">
Вскв. 58 после замены глинистогораствораводой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан изинтервалов 2885—2898 и 2915— 2923 м. Отработка скважины велась позатрубному пространству через2,5-дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТчерез штуцер диаметром 22 мм — 4,5 часа. Затем скважина исследована напродуктивность, результаты приведены на рис. 1. Из рисунка видно: освоение иисследование на всех этапах работы проводились в безгидратномрежиме (кривая «давление—температура» на режимах проходитвыше и правее равновеснойгидратообразования).

Рис. 1.

Рис. 1. Результаты исследования скв. 58 Уренгойскойплощади

кривые: 1 —зависимость устьевой температуры от дебита;

2 — равновеснаягидратообразования;

3,4 — зависимость устьевойтемпературы от давления газа;

В скв. 37 на глинистомрастворе с удельным весом 1,2 г/см3 зарядами ПКС-105, с плотностью 7отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878—2885м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду,понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкойвоздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После пониженияуровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубномпространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см2произошел прорыв газа под башмак НКТ и скважина перешла на фонтанированиегазоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалосьгидратообразование на глубинах ниже 190—450 м. что подтверждалось спускомглубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образованияпри остановке скважины в НКТ закачивалираствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см3. Результатыосвоения и исследования представлены на рис.2.

В связи с тем, что по этойскважине не определен состав пластового флюида и равновесную гидратообразованиянепосредственно рассчитать невозможно, для ориентировочной оценки использованыданные по аналогичным объектам скв. 1 того же месторождения (интервал 2614—2618и 2365—2374 м). Как видно из рисунка,.термодинамические условия в стволеостановленной скважины благоприятствуют гидратообразованию в интервале 100—600м, а на устье работающей — на протяжении всего периода <img src="/cache/referats/1992/image004.jpg" v:shapes="_x0000_s1028">
исследований.

Рис.2

Рис. 2. Результаты исследования скв.37 Заполярной

кривые: 1 —термодинамические условия по стволу остановленной скважины;

2,3 — зависимости устьевойтемпературы от дебита и давления соответственно;

4,5 — равновесныегидратообразования для состава газа из скв.1 Заполярной площади.

На основе сопоставлениярассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150—200 тыс. нм3/сут.скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева стволавосходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатнойскв.1 Ямбургского месторождения. Придебитах же до 50—100 тыс. нм3/сут., как правило, отмечаетсягидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого вскв.10 Западно-Таркосалинской площади проверялась опытным путем эффективностьинъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовомпритока. В этой скважине в отложениях усть-балыкской толщи готерив-барремскогояруса вскрыт перфорацией интервал 2446—2455 м. По промыслово-геофизическимданным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительнымприращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимисясопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому—23—30 и микробоковому — 25—32 Ом-м. При испытаниях изэтого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважинаисследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалосьтакже провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм3/сут, что практически соответствовало быпроизводительности при свободном фонтанировании.

При исследовании скважины вНКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320—450 м, для ликвидации которыхприменялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувкав атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работуна планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказалисьбезуспешными из-за постоянного гидратообразования.

Для обоснования режимабезгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористогокальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м3 раствора хлористогокальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважинафонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около11 тыс. нм3/сут работала в течение 9 суток. За это время спрофилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часазакачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации. В результатевыяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зонуспособствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование вмалодебитных газоконденсатных скважинах,поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.

Иная картина наблюдается при обработкескважин, находящихся в консервации или временно простаивающих под давлениемгаза. Здесь постоянно образуются гидраты при наличии в стволе растворов хлористого кальция, применяющегося в качествеантигидратного ингибитора. Вероятно, вследствие свободной конвекции пары водыиз раствора электролита переносятсягазом вверх по стволу скважины, где конденсируются в капельножидкую влагу истановятся источником гидратообразования Э. Б. Чекалюк показал, что масштабыконвективного переноса газа можно оценить по формуле

где: Q— расход газа для условийствола скважины,cm3/c;

g—ускорение силы тяжести, 980 см/с2;

g

0—удельный вес газа в нормальных условиях, кг/см3;

Р — среднее давление газа вскважине, кгс/см2;

Т — средняя температура газа вскважине, °К;

Г — геотермический градиент,°С/см;

Гa— градиент температуры для астатического равновесия, °С/см;

Сp— теплоемкость газа, ккал/кг-°С;

d —диаметр внутреннего потока, см;

a

— коэффициент теплоотдачи,ккал/см2;

Z— коэффициент сжимаемости газа;

Р0=1,03 кгс/см2;

Т0=293°К.

Из расчета по формуле (1)видно:при теплофизических свойствах природных газов,соответствующих реальным условиям, объемы переносимого при свободной конвекциигаза, а вместе с ним и паров воды, могут достигать больших размеров и способныв короткое время полностью перекрыть ствол скважины гидратами. Это явлениесущественно снижает эффективность применения электролитов как ангидратныхингибиторов при остановках или временной консервации скважин под давлениемгаза, но на практике, как правило, пока недооценивается. Видимо, приконсервации газовых и газоконденсатных скважин в подобных условиях в качествепонизителей точки росы целесообразно применять такие ингибиторы, как метанол, апри разведке месторождений все работы по испытанию проводить безостановочно сиспользованием более дешевых и безопасных ингибиторов-электролитов.

Интенсивное и значительное посвоим масштабам гидратообразование, связанное в большинстве случаев снарушением технологии проводимых работ, происходит при глушении скважин.Причем, если вредные последствия повышенного влагосодержания газа при освоениискважин можно снизить вышеназванными способами до минимума, то при глушениигазовых фонтанов требуется безукоризненное выполнение технологической дисциплины.Объясняется это прежде всего недостаточной технической оснащенностью производственных подразделений, которые ведутработы в труднодоступной местности на значительном удалении от баз экспедиций.Так, при глушении неуправляемых газовых фонтанов применяется метод полного насыщения потока газа жидкойфазой с помощью насосов нагнетания, развивающих высокую производительность. Прииспытании же скважин, когда имеется всего один агрегат типа ЦА-320 или АН-400, как это и бывает на самом деле,полностью исключается возможность глушения при форсированном или даже свободномфонтанировании газа по свободному газоотводящему каналу скважины.

При недостаточной мощностинасосного парка единственно приемлемым способом глушения является способпоршневого вытеснения газа жидкостью из газоотводящего канала. Для этогонеобходимо поддерживать такие скорости движения газа у устья (здесь давлениедвижущегося потока наименьшее), при которых жидкость не будет подхватыватьсягазом и выноситься на поверхность. Как показала практика эксплуатациигравитационных сепараторов, таким требованиям отвечает скорость, вертикальная составляющая которой непревышает 0,15 м/с. Это очень низкий предел и выдерживать его из практическихсоображений не всегда выгодно. Видимо (исходя из промыслового опыта),вертикальную составляющую скорости к окончанию процесса можно доводить до 2м/с, создавая соответствующее противодавление установкой на устье диафрагмымалого сечения. При такой скорости на контакте газ—жидкость будет отмечатьсяявление, подобное кипению, наиболее опасное с точки зрения гидратообразованияиз-за большой площади контакта жидкой и газообразной фаз. Поэтому в качествепрофилактического мероприятия целесообразна закачка (в первых порциях)небольшого объема обычно применяемого антигидратного ингибитора. Для контроля за скоростью потока газа можноиспользовать известное соотношение

где: V —скорость газа, см3/с;

Q — расход газа, тыс. нм3/сут;

D1— эффективный диаметр сечениягазоотводящего канала у устья скважины, см.

Итак,для предупреждения гидратообразования рекомендуются: вывод скважины набезгидратный режим работы путем прогрева ствола восходящим потоком газа ввысокодебитных или нагнетание антигидратного ингибитора в. призабойную зонупласта перед вызовом притока в малодебитных газоконденсатных скважинах;применение при временных остановках или консервации скважин под давлениемметанола, вместо обычно используемых растворов электролитов; строгое соблюдениетехнологических требований при глушении скважин.

2.Расчет времени безгидратной эксплуатации скважины ишлейфа после закачки ингибитора в пласт.

Термодинамические расчеты ипрактика исследования скважин показывают, что в скважинах и шлейфах наМедвежьем месторождении в начальный период их эксплуатации возможно образованиегидратов. Время прогрева скважин и шлейфов до выхода на безгидратный режимзависит от дебита скважин, способа прокладки и изоляции шлейфов, условийокружающей среды и может колебаться от нескольких часов до нескольких месяцев.В связи с этим при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя взимний период необходимо принимать меры по предупреждению гидратообразования.

Одним из методовпредупреждения гидратообразования в стволе скважины и шлейфе являетсяпериодическая закачка ингибиторов гидратообразования в пласт. При эксплуатациискважины после закачки ингибитор постепенно выносится из пласта потоком газа,обеспечивая безгидратный режим работы скважины и шлейфа в течение несколькихмесяцев. Метод опробован на Мессояхском месторождении и дал положительныерезультаты.

Концентрация находящегося впласте ингибитора определяет понижение равновесной температурыгидратообразования. Зная состав и количество выносимого ингибитора, как функциювремени, а также термодинамические условия в скважине и шлейфе, можно найтивремя безгидратной эксплуатации технологической линии после закачки. На основелабораторных и теоретических исследований предлагается следующая математическаямодель процесса.

По факторам, определяющимвынос ингибитора после закачки, процесс распадается условно на два этапа.

Начальный этап подчиняется восновном законам подземной гидравлики. В это время имеет место режимнеустановившейся фильтрации двухфазного флюида с постепенным понижениемнасыщенности призабойной зоны ингибитором до равновесной, при которой выносжидкой фазы практически прекращается. Ввиду кратковременности и сложностирасчета продолжительность этого этапа может быть определена опытной закачкойингибитора на промысле. Можно считать его законченным при установившемсяпостоянном дебите газа. По данным закачек на Мессояхском месторождениипродолжительность начального этапа составляет 3—5 суток.

Второйэтап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора впласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамическихусловий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибиторомвследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучегоингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего (сверх достигнутойравновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора.

Дляопределения количества выпадающей влаги, которая разбавляет ингибитор в пласте,необходимо знать термодинамические условия в зоне закачки. Распределениедавлений в призабойной зоне описывается уравнением

где Р — давление в пласте нарасстоянииRот осискважины;

RC,RK— радиусы скважины и контурапитания скважины;

QVГ—объемный дебит скважины;

А, В — фильтрационныекоэффициенты;

РПЛ — пластовое давление.

Распределение температур в соответствии с падениемдавления в призабойной зоне выразится соотношением :

гдеD— коэффициент Джоуля-Томсона;

tПЛ—пластовая температура.

Радиус распространенияингибитора в пласте после закачки (RЗ) можноопределить косвенным путем по разбавлению ингибитора. Зная остаточнуюводонасыщенность призабойной зоны пласта, которая после продувки скважинысоставляет 15—20%, концентрацию ингибитора до и непосредственно после закачки ипользуясь формулой разбавления раствора, получим

гдеG— вес закачанного ингибитора;

K1,К2— концентрация ингибитора дои после закачки;

h —мощность пласта;

m —пористость;

SB— водонасыщенность;

g

B— плотность воды.

Количество воды, выделившейсяиз газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени (D

t), можно найти по разности влагосодержания газана контуре закачки(WЗ) и назабое скважины(WС).Практически влагосодержание на контуре закачки, т.е. на границе насыщеннойингибитором зоны, соответствует влагосодержанию газа в пластовых условиях.

Влагосодержаниегаза в зависимости от термодинамических условий газового потока в присутствииингибитора определяется по уравнению, полученному Гухманом и Касперовичем(ТюменНИИГипрогаз):

где Р — давление газа, кг/см2;

W—влагосодержание газа, кг/1000 м3;

РH2O— упругость паров воды над раствором ингибитора,мм рт. ст.;

t—температура газа, °С.

Упругость паров воды надрастворами является функцией температуры насыщения и концентрации раствора.Значения РH2Oможнонайти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимостьдля РH2O.Длярастворов CаСl2имеется уравнение

которое верно при концентрации хлористого кальция (К),равной 25—35%. Авторами на основе зависимости Кокса-Антуана получено уравнение для более широкогопредела концентраций:

<img src="/cache/referats/1992/image022.gif" v:shapes="_x0000_i1033">(7)

В уравнениях (6)—(7) Т —температура, °K;

t —температура, °С.

При наличии в ингибиторе,например, в метаноле, летучей составляющей изменение состава его за счетиспарения в процессе эксплуатации можно рассчитывать на основе законов Рауля иДальтона:

где Р0— общее давление газа;

Р — упругость паров чистого компонента приt0С;

x , у —мольные доли компонента в жидкой и газообразной фазах.

Законы Рауля и Дальтонадействительны для совершенных растворов и идеальных газов. Вводя понятияфугитивности для газа и активности для раствора, получим более точное выражениедля реальных растворов и газов при высоких давлениях.

где a

—коэффициент активности;

f —фугитивность чистого компонента, соответствующая давлению его паров;

f0—фугитивность чистого компонента, соответствующая общему давлению системы.

Для расчета фугитивности можновоспользоваться либо уравнением Редлиха-Куонга, либо графиком зависимостифугитивности от приведенных параметров.

С учетом равенства (9)количество летучего ингибитора, вынесенного газом в паровой фазе, составит:

где b

—переводный коэффициент для концентрации.

Изменение состава ингибитора через определенное времяможно вычислить путем составления материального баланса по воде и летучемуингибитору при условии постоянства насыщенности пласта ингибитором. Иначеувеличение объема жидкости в пласте за счет конденсации влаги приводит к выносуизлишнего разбавленного ингибитора потоком газа до установления равновеснойнасыщенности.

Расчет следует вести методомпоследовательной смены состояний. Через принятый промежуток времени рассчитаем:количество выдавшей воды (уравнение (4)) и вынесенной паровой фазы (уравнение(10)), новую концентрацию ингибитора и соответствующее времени (t=D

t) равновесное состояние. Точность расчета, которыйцелесообразно производить на ЭВМ, зависит от выбора достаточно малого интервалавремени Dt.

Зная состав ингибитора, какфункцию времени, можно определить снижение температуры гидратообразования влюбой момент времени после закачки или по графикам, или на основе полученнойранее зависимости.

<img src="/cache/referats/1992/image030.gif" v:shapes="_x0000_i1037">(11)

где К — концентрацияингибитора, вес % (для метанол хлоркальциевой смеси К — концентрация основногокомпонента —CaCl2);

КоэффициентыA1, B1принимаются в зависимости от вида ингибитора и имеют значения: для метанолаA1=0,008, B1=0,332; для раствораCaCl2 A1=0,017, B1=0,30;дляметанол хлоркальциевой смеси (10% вес метанола+90% 30%-ного водного раствораCaCl2) A1=0,050,B1=0,066.

Равновесные условиягидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северныхместорождениях описываются уравнением

TГ=19,9 lg P-28,5 (12)

Требуемоепонижение температуры гидратообразования(D

tГ)определяется термодинамическими условиями вскважине или шлейфе.

для скважины D

tГ=tГ-tУСТ

для шлейфаD

tГ=tГ-tПЛ (13)

Температура на устье скважины(tУСТ) определяется замером, так как она не зависит отвнешних условий и для данного режима работы скважины после ее прогрева остаетсяпостоянной; а также может быть определена расчетом. Температура газа в шлейферассчитывается по уравнению Шухова в зависимости от дебита скважин, длины,диаметра и типа изоляции шлейфа, окружающих условий.

Результаты, определенные пометодике расчета, согласуются с экспериментальными данными, полученными призакачках на Мессояхском промысле. На месторождениях типа Мессояхскогонеобходимо периодически повторять закачку, так как здесь вывод скважины набезгидратный режим невозможен. На Медвежьем и аналогичных ему месторожденияхзакачка необходима только на время прогрева скважины и шлейфа, определяемоерасчетом, и выхода их на безгидратный режим. В зависимости от времени прогревана основе изложенной выше методики можно рассчитать количество ингибитора,обеспечивающее безгидратную эксплуатацию скважины и шлейфа в данный период.

3.Расчет периода безгидратнойэксплуатации скважины при закачке ингибитора в пласт на Мессояхскомместорождении.

НаМессояхском газовом промысле для предупреждения гидратообразования втехнологической линии скважина —сборный пункт применяется метод закачкиингибитора в пласт. В качестве ингибитора используется смесь 30% растворахлористого кальция с 10% повесуметанола. Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин,является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, прикоторой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования врассматриваемой технологической линии.

Концентрация закачанного впласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, азатем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменениитермодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можноопределить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважинынепосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта иостаточную водонасыщенность.

При известных термодинамических условиях пласта и всейтехнологической линии по номограмме влагосодержания газа можно определитьколичество выделяющейся из него влаги.

где W1иW2— соответственно начальноевлагосодержание газа в пластовых условиях и при конечных (рассматриваемых),кг/1000 м3;

Q—количество добытого газа,тыс. м3.

Зная начальную концентрациюзакачанного ингибитораKiи егоколичество mi,можноопределить конечную концентрацию К2при прохождении через него определенногоколичества газа. Из известного уравнения разбавления раствора имеем.

где х — масса растворителя,необходимая для разбавления массы раствораm1 данной концентрацииK1до требуемой К2, вес. %;

m2—масса раствора после разбавления.

Из вышеприведенных условий

<img src="/cache/referats/1992/image036.gif" v:shapes="_x0000_i1040">(3)

Решая уравнение (2) относительно неизвестнойконцентрации К2,получим

<img src="/cache/referats/1992/image038.gif" v:shapes="_x0000_i1041">4)

Однакоконечная концентрация ингибитора К2не может быть ниже допустимой концентрации Кд, которая определяется необходимым для данныхтермодинамических условий снижением температуры гидратообразования втехнологической линии и является известной.

Доминимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся изгаза влаги, количество которой можно рассчитать по уравнению

Присуточной добыче газаqi,суммарная добыча составит

Общееколичество выделившейся из газа воды

Переходяк равномерной среднесуточной добыче газа имеем

гдеT1 —количество суток работыскважины.

Тогда

Приравниваяправые части уравнений (5) и (9) и решая полученное относительноT1,определяем период безгидратной работы скважины всутках.

Необходимо учесть, что в первые 10—20 часов послезакачки из пласта выносится 18—85% закачанного ингибитора в зависимости от его состава. Поэтому периодбезгидратной эксплуатации технологической линии следует определять, как:

где n= (0,18 — 0.85) — поправочный коэффициент,зависящий от вида ингибитора.

На основании экспериментальныхданных установлено: при использовании в качестве ингибитора метанола n= (0,12—0,17), раствора хлористого кальция — n= (0,43—0,5), смеси (10% метанола + 30% растворхлористого кальция) — n=(0,5—0,57).

Пример расчета:

Cкв. 135Мессояхского месторождения. Пластовая температура 10° С, давление 76 кг/см2,температура в конце шлейфа —10° С, давление 60 кг/см2, qc= 200 тыс.m3/cyт,закачаноm1-=6180 кг смеси сконцентрацией K1= 27%.Для данных условийW1= 0,2 кг/1000 м3,W2= 0,06 кг/1000 м3,КД =19%, n=0,54.

<img src="/cache/referats/1992/image054.gif" v:shapes="_x0000_i1049">сут.

Практически скважинаотработала 52 сут.

Описанная методика позволяетзаранее определить период безгидратной эксплуатации части или всейтехнологической линии при известных количестве, концентрации ингибитора изаданной среднесуточной добыче газа.

еще рефераты

Еще работы по технологии

Реферат по технологии

Анализ функции фильтрационного сопротивления для неустановившегося притока жидкости (газа) (к несовершенной скважине)

26 Июня 2015

Реферат по технологии

Водоотведение поселка с мясокомбинатом

29 Августа 2013

Реферат по технологии

Измерение параметров лазеров

26 Июня 2015

Реферат по технологии

История создания и технология производства кирпича

29 Августа 2013