Безгидратный режим работы газовой скважины

Министерство общего и профессионального образования РФ

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Содержание:

Кафедра РЭНиГМ

Реферат

«Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин»

Выполнил студент

Группы НГР-96-1

Принял профессор

Телков А.П.

Тюмень 1999 г.

1.Оценка эффективности методов предупреждения гидратообразования при испытании газоконденсатных скважин

Как известно, освоение и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области сопровождается интенсивным гидратообразованием в стволе скважины, устьевой запорной арматуре, шлейфах и других наземных коммуникациях. Некоторыми учеными были рассмотрены способы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратных пробок. Ниже приводятся данные, которые будут способствовать выбору оптимальных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин неокомских залежей, характеризующихся низкой и средней продуктивностью.

Прежде всего, необходимо установить, при каких условиях для данных залежей на глубинах 2300—3000 м наступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважин восходящим потоком газа. В этом отношении характерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и скв. 37 Заполярного месторождения.

В 90839 63064 html 13664c38dda3376f скв. 58 после замены глинистого раствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885—2898 и 2915— 2923 м. Отработка скважины велась по затрубному пространству через 2,5-дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТ через штуцер диаметром 22 мм — 4,5 часа. Затем скважина исследована на продуктивность, результаты приведены на рис. 1. Из рисунка видно: освоение и исследование на всех этапах работы проводились в безгидратном режиме (кривая «давление—температура» на режимах проходит выше и правее равновесной гидратообразования).

Рис. 1.

Рис. 1. Результаты исследования скв. 58 Уренгойской площади

кривые: 1 — зависимость устьевой температуры от дебита;

2 — равновесная гидратообразования;

3,4 — зависимость устьевой температуры от давления газа;

В скв. 37 на глинистом растворе с удельным весом 1,2 г/см³ зарядами ПКС-105, с плотностью 7 отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878—2885 м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду, понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкой воздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После понижения уровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубном пространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см² произошел прорыв газа под башмак НКТ и скважина перешла на фонтанирование газоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалось гидратообразование на глубинах ниже 190—450 м. что подтверждалось спуском глубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образования при остановке скважины в НКТ закачивали раствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см³. Результаты освоения и исследования представлены на рис.2.

В связи с тем, что по этой скважине не определен состав пластового флюида и равновесную гидратообразования непосредственно рассчитать невозможно, для ориентировочной оценки использованы данные по аналогичным объектам скв. 1 того же месторождения (интервал 2614—2618 и 2365—2374 м). Как видно из рисунка, .термодинамические условия в стволе остановленной скважины благоприятствуют гидратообразованию в интервале 100—600 м, а на устье работающей — на протяжении всего периода и 90839 63064 html 53f44aa5f07f8ac9 сследований.

Рис.2

Рис. 2. Результаты исследования скв.37 Заполярной

кривые: 1 — термодинамические условия по стволу остановленной скважины;

2,3 — зависимости устьевой температуры от дебита и давления соответственно;

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

На основе сопоставления рассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150—200 тыс. нм³/сут. скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева ствола восходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатной скв.1 Ямбургского месторождения. При дебитах же до 50—100 тыс. нм³/сут., как правило, отмечается гидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого в скв.10 Западно-Таркосалинской площади проверялась опытным путем эффективность инъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовом притока. В этой скважине в отложениях усть-балыкской толщи готерив-барремского яруса вскрыт перфорацией интервал 2446—2455 м. По промыслово-геофизическим данным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительным приращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимися сопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому—23—30 и микробоковому — 25—32 Ом-м. При испытаниях из этого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважина исследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалось также провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм³/сут, что практически соответствовало бы производительности при свободном фонтанировании.

При исследовании скважины в НКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320—450 м, для ликвидации которых применялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувка в атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работу на планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказались безуспешными из-за постоянного гидратообразования.

Для обоснования режима безгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористого кальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м³ раствора хлористого кальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважина фонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около 11 тыс. нм³/сут работала в течение 9 суток. За это время с профилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часа закачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации. В результате выяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.

Иная картина наблюдается при обработке скважин, находящихся в консервации или временно простаивающих под давлением газа. Здесь постоянно образуются гидраты при наличии в стволе растворов хлористого кальция, применяющегося в качестве антигидратного ингибитора. Вероятно, вследствие свободной конвекции пары воды из раствора электролита переносятся газом вверх по стволу скважины, где конденсируются в капельножидкую влагу и становятся источником гидратообразования Э. Б. Чекалюк показал, что масштабы конвективного переноса газа можно оценить по формуле

(1)

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

g—ускорение силы тяжести, 980 см/с²;

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

Р — среднее давление газа в скважине, кгс/см²;

Т — средняя температура газа в скважине, °К;

Г — геотермический градиент, °С/см;

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

С_p — теплоемкость газа, ккал/кг-°С;

d — диаметр внутреннего потока, см;

— 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 конвекции газа, а вместе с ним и паров воды, могут достигать больших размеров и способны в короткое время полностью перекрыть ствол скважины гидратами. Это явление существенно снижает эффективность применения электролитов как ангидратных ингибиторов при остановках или временной консервации скважин под давлением газа, но на практике, как правило, пока недооценивается. Видимо, при консервации газовых и газоконденсатных скважин в подобных условиях в качестве понизителей точки росы целесообразно применять такие ингибиторы, как метанол, а при разведке месторождений все работы по испытанию проводить безостановочно с использованием более дешевых и безопасных ингибиторов-электролитов.

Интенсивное и значительное по своим масштабам гидратообразование, связанное в большинстве случаев с нарушением технологии проводимых работ, происходит при глушении скважин. Причем, если вредные последствия повышенного влагосодержания газа при освоении скважин можно снизить вышеназванными способами до минимума, то при глушении газовых фонтанов требуется безукоризненное выполнение технологической дисциплины. Объясняется это прежде всего недостаточной технической оснащенностью производственных подразделений, которые ведут работы в труднодоступной местности на значительном удалении от баз экспедиций. Так, при глушении неуправляемых газовых фонтанов применяется метод полного насыщения потока газа жидкой фазой с помощью насосов нагнетания, развивающих высокую производительность. При испытании 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 свободном фонтанировании газа по свободному газоотводящему каналу скважины.

При недостаточной мощности насосного парка единственно приемлемым способом глушения является способ поршневого вытеснения газа жидкостью из газоотводящего канала. Для этого необходимо поддерживать такие скорости движения газа у устья (здесь давление движущегося потока наименьшее), при которых жидкость не будет подхватываться газом и выноситься на поверхность. Как показала практика эксплуатации гравитационных сепараторов, таким требованиям отвечает скорость, вертикальная составляющая которой не превышает 0,15 м/с. Это очень низкий предел и выдерживать его из практических соображений не всегда выгодно. Видимо (исходя из промыслового опыта), вертикальную составляющую скорости к окончанию процесса можно доводить до 2 м/с, создавая соответствующее противодавление установкой на устье диафрагмы малого сечения. При такой скорости на контакте газ—жидкость будет отмечаться явление, подобное кипению, наиболее опасное с точки зрения гидратообразования из-за большой площади контакта жидкой и газообразной фаз. Поэтому в качестве профилактического мероприятия целесообразна закачка (в первых порциях) небольшого объема обычно применяемого антигидратного ингибитора. Для контроля за скоростью потока газа можно использовать известное соотношение

(2)

где: V — скорость газа, см³/с;

Q — расход газа, тыс. нм³/сут;

D₁ — эффективный диаметр сечения газоотводящего канала у устья скважины, см.

Итак, для предупреждения гидратообразования рекомендуются: вывод скважины на безгидратный режим работы путем прогрева ствола восходящим потоком газа в высокодебитных или нагнетание антигидратного ингибитора в. призабойную зону пласта перед вызовом притока в малодебитных газоконденсатных скважинах; применение при временных остановках или консервации скважин под давлением метанола, вместо обычно используемых растворов электролитов; строгое соблюдение технологических требований при глушении скважин.

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

Термодинамические расчеты и практика исследования скважин показывают, что в скважинах и шлейфах на Медвежьем месторождении в начальный период их эксплуатации возможно образование гидратов. Время прогрева скважин и шлейфов до выхода на безгидратный режим зависит от дебита скважин, способа прокладки и изоляции шлейфов, условий окружающей среды и может колебаться от нескольких часов до нескольких месяцев. В связи с этим при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя в зимний период необходимо принимать меры по предупреждению гидратообразования.

Одним из методов предупреждения гидратообразования в стволе скважины и шлейфе является периодическая закачка ингибиторов гидратообразования в пласт. При эксплуатации скважины после закачки ингибитор постепенно выносится из пласта потоком газа, обеспечивая безгидратный режим работы скважины и шлейфа в течение нескольких месяцев. Метод опробован на Мессояхском месторождении и дал положительные результаты.

Концентрация находящегося в пласте ингибитора определяет понижение равновесной температуры гидратообразования. Зная состав и количество выносимого ингибитора, как функцию времени, а также термодинамические условия в скважине и шлейфе, можно найти время безгидратной эксплуатации технологической линии после закачки. На основе лабораторных и теоретических исследований предлагается следующая математическая модель процесса.

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

Начальный этап подчиняется в основном законам подземной гидравлики. В это время имеет место режим неустановившейся фильтрации двухфазного флюида с постепенным понижением насыщенности призабойной зоны ингибитором до равновесной, при которой вынос жидкой фазы практически прекращается. Ввиду кратковременности и сложности расчета продолжительность этого этапа может быть определена опытной закачкой ингибитора на промысле. Можно считать его законченным при установившемся постоянном дебите газа. По данным закачек на Мессояхском месторождении продолжительность начального этапа составляет 3—5 суток.

Второй этап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора в пласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамических условий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибитором вследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучего ингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего (сверх достигнутой равновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора.

Для определения количества выпадающей влаги, которая разбавляет ингибитор в пласте, необходимо знать термодинамические условия в зоне закачки. Распределение давлений в призабойной зоне описывается уравнением

(1)

где Р — давление в пласте на расстоянии R от оси скважины;

Источник

Created by SuhOFFF

сорных станций и установок комплексной подготовки газа. Продолжительность периода определяется проектом, исходит из целесообразности ввода новых скважин для поддер— жания газового отбора.

Период падающей добычи газа характеризуется снижением добычи, темпы которо— го зависят от установленной мощности дожимных компрессорных станций, степени вос— полнения действующего фонда эксплуатационных скважин, выбывающих за счёт обвод— нения и других причин. Окончание периода падающей добычи определяется достижением давления забрасывания.

Давление забрасывания – устьевое или пластовое давление, при котором подача га— за в газопровод с помощью дожимных компрессорных станций становится нерентабель— ной из—за высокой степени сжатия (в среднем составляет 1.0 −1.5МПа ).

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природ— ные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико—экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе, технологические режимы представляют собой ограничения, которые необхо— димо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на забое скважины максимально до— пустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основа— ны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное про— движение границы раздела газ—вода, максимальную продолжительность безводной экс— плуатации скважин и т.д.).

9.1 Режим постоянной депрессии

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим заданной депрессии на пласт. До последнего времени этот технологический режим рекомендовался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами.

— 50 —

Created by SuhOFFF

Месторождения природных газов очень часто подпираются контурными или по— дошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давле— ния происходит продвижение границы раздела газ—вода, т.е. внедрение воды в газовую за— лежь. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разнодебитность скважин приводят к неравномерному движению границы раздела газ—вода, как по площади залежи, так и по его мощности. Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д. Регулировать движение границы раздела газ—вода можно, в частности, соответствующим распределением депрес— сии по отдельным скважинам, что ведёт к значительному повышению газоотдачи.

При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта (при низкой пла— стовой температуре) скважины эксплуатируются при максимальной безгидратной депрес— сии на пласт.

Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а, следовательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запланированного количества газа. С увеличением дебита скважин увеличиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях, сокращается период эксплуатации наземного оборудования и т.д. Поэтому наиболее рациональная ве— личина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми коллекторами опреде— ляется технико—экономическими расчетами.

9.2Режим постоянного градиента давления на стенке скважины

Вслучае, если есть возможность измерять и контролировать градиент давления на стенке скважины, то такой технологический режим рекомендуется при эксплуатации сква— жин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанав— ливается такой максимальный градиент давления на стенке скважины, при котором еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. При дальнейшей разработке месторождения и падении пластового давления забойное дав— ление должно изменяться так, чтобы градиент давления на стенки скважины все время не превышал допустимого значения.

Режим максимально допустимого градиента давления на стенке скважины не явля— ется оптимальным. В подобных случаях целесообразнее использовать различные методы укрепления призабойной зоны различными смолами или оборудовать забои скважин раз— личными фильтрами.

—51 —

Created by SuhOFFF

9.3Режим постоянного забойного давления

Вгазоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата, извлечение которого является экономически не выгодным. В настоя— щее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. При значительном содержании конденсата в газе его потери можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов опре— деляются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конден— сата в пласте. При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапор—

ным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться. При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправ— данным.

Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым

технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления. Зависимость изменения во времени забойного давления оп— ределяется технико—экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления.

9.4Режим постоянного устьевого давления

Вряде случаев технологические условия потребления газа, например, местным по— требителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени устьевого дав— ления скважин, следовательно, возникает необходимость использования режима заданно— го давления на устье.

Данный режим также используется исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.

9.5Режим постоянного дебита скважин

Технологический режим заданного во времени дебита скважин встречается при разработке небольших по запасам месторождений, когда пробуренное число скважин пре— вышает потребное их число. Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение оп— ределенного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.

— 52 —

Created by SuhOFFF

Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности при по— ниженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых кли— матических условиях приводят к необходимости максимального сокращения сроков раз— буривания месторождения. В этом случае при проектировании разработки исходят из ус— ловия эксплуатации скважин при постоянных дебитах, при этом месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа.

В последнее время для месторождений с низкой пластовой температурой допусти— мый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации. Соот— ветствующий температурный режим также позволит предотвратить образования техно— генных гидратов. Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необ— ходимых для удаления жидкости с забоев.

Внедрение воды в газовую залежь определяется работой всей системы эксплуата— ционных скважин. При эксплуатации скважин в пласте образуются депрессионные ворон— ки. Если скважины расположены в водоплавающей части месторождения, то образование депрессионных воронок вокруг скважин может привести к локальному движению грани— цы раздела газ—вода, т. е. к образованию (под скважиной) конуса подошвенной воды. Счи— тается, что поддержание определенного допустимого дебита скважины может привести к образованию стационарного конуса и предотвратить обводнение скважины за счет кону— сообразования.

9.6 Режим постоянной скорости движения газа по НКТ

При определенных скоростях движения по колонне насосно—компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно—коррозионное разрушение муф— товых соединений труб. В этом случае эксплуатация скважин предусматривается при ско— ростях движения газа по НКТ, не превышающих предельно допустимые.

В ряде исследований в качестве условия, ограничивающего скорость движения газа по колонне НКТ, рассматривается возможность вибрации наземного оборудования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры.

Все вышеописанные режимы и рекомендации по их использованию представлены в табл. 1.

Итак, для определения и обоснования технологических режимов эксплуатации га— зовых и газоконденсатных скважин, следует учитывать те или иные ограничивающие природные факторы. Однако при учете любого ограничивающего фактора необходимо стремиться к достижению наибольших дебитов скважин. Величины же дебитов опреде—

— 53 —

htmlconvd

Created by SuhOFFF

ляют, в конечном счете, необходимое число скважин и оптимальные технико—экономичес—
кие показатели систем разработки месторождения и обустройства промысла.
		Табл. 1 Технологические режимы и рекомендации для их использования
				Режимы
Рекомендуются	p = const	dp = const	pз = const	pу = const	Q = const	vг = const	Tскв = const
		dr
для предотвращения
разрушения	Х	Х
призабойной зоны
для предотвращения
обводнения	Х				Х
скважины
для предотвращения			Х
выпадения
конденсата
для предотвращения
образования			Х		Х		Х
техногенных

гидратов
для предотвращения
эрозионно—
коррозионного и						Х
вибрационного

воздействия на
оборудование
для поддержания					Х
плановых отборов

при задержке ввода				Х
в эксплуатацию ДКС

10 Определение основных показателей разработки при газовом

режиме в период постоянной и падающей добычи

Для определения основных показателей разработки в период заданной добычи со— вместно решаются четыре уравнения:

— Уравнение истощения газовой залежи:

pt		æ		Q нак ö
=	pн ç	1—	t	÷
zt		ç		÷

	zн ç		Qзап ÷
		è			ø

— Уравнение притока газа к забою газовой скважины:

p2t — p2з = aQср + bQср2

t t t

— Уравнение технологического режима скважины:

— 54 —

Created by SuhOFFF

p = const

— Уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин:

	é	106 Qtkр	ù
nск	= ê		ú
365Qсрkэ	ú
t	ê
	ê	t	ú

В этих уравнениях: pt – среднее пластовое давление в залежи, МПа; pз – забойное

давление,

МПа;

a и b –

средние

коэффициенты сопротивления,

МПа2

×сут

1000м3

æ МПа ×сут ö2

÷ ; Qt

– добыча газа в t-ом году разработки, 10

; Qср

– дебит средней сква—

1000м

жины в t-ом году разработки,

1000м3

;

kр – коэффициент резерва скважин, который ха—

сут

рактеризует резервный фонд скважин; kэ – коэффициент эксплуатации скважин, который показывает, сколько дней в году эксплуатируется скважина; оператор éê ùú означает, что полученное значение должно быть округлено до большего целого.

Для определения основных показателей разработки в период падающей добычи одновременно решаются следующие уравнения:

— Годовой отбор газа в текущем году разработки:

365	æ			ö
çQср + Qср	÷ nскkэ
Qt =		è	t	t−1	ø	t
		2×106 kр

— Изменение пластового давления:

pt		æ		Qнак ö
=	pн ç	1—	t	÷
zt		ç		÷

	zн ç		Qзап ÷
		è			ø

— Уравнение притока газа к забою газовой скважины:

p2t — p2заб = aQср + bQ2ср t t

— Уравнение технологического режима скважины: p = const

(10.5)

(10.6)

(10.7)

(10.8)

— 55 —

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Источник

Работа: 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.

Источник

Кафедра РЭНиГМ

Реферат

Выполнил студент

9.1 Режим постоянной депрессии

9.2Режим постоянного градиента давления на стенке скважины

9.3Режим постоянного забойного давления

9.4Режим постоянного устьевого давления

9.5Режим постоянного дебита скважин

9.6 Режим постоянной скорости движения газа по НКТ

Работа: Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин

А вот еще кое-что интересное для вас: