Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин


§ 5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скзажинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуры крестового типа, наиболее удобные для монтажа и обслуживания.

Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в скважину приборов.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъемные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство.

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют аэрацию или компрессорный способ освоения с помощью передвижных компрессоров.

Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом, устанавливается на основании данных исследования.

При исследовании измеряют давление, температуру и дебит газа, фиксируя параметры работы скважины при каждом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы газовой скважины осуществляются созданием определенного противодавления на устье. Для этой цели применяют штуцера.

Промышленный дебит газовой скважины приходится ограничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут происходить следующие осложнения:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;

2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка ее;

4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование;

5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

6) неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

На основании результатов исследования подбирается и регулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин.

Работа газовой скважины контролируется путем соответствующих замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований.

Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от злаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответствущей подготовки его для дальнейшего транспортирования поступает в магистральный газопровод.

В пластовых условиях в газе газовых месторождений содержатся пары воды. В газе газоконденсатных месторождений содержатся также пары конденсата, которые в пластовых условиях находятся в насыщенном, а иногда и в ненасыщенном состоянии.

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6—7 молекул воды, например: СН4*6Н2О, С2Н6-7Н2О и т. д.

По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразую-щих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

а) предупреждение образования гидратов;

б) ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически нагнетают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа анти-, гидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

К наиболее эффективным и распространенным из перечисленных способов предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола, т. е. метилового спирта (СН3ОН), являющегося понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей гяз, образует спирто-водные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кристаллы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арматуры.

Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные и центробежные (циклонные).

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого снижения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°. Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 102. В этом газосепараторе газ из скважины поступает по вводной трубе / и при выходе из нее поворачивает вверх к выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости падают на дно сосуда. Скопившаяся жидкость удаляется из сосуда через трубу 3.

В циклонных сепараторах струя газа с примесями приобретает вращательное движение. Капли жидкости и твердые частицы, как более тяжелые, отбрасываются к периферии и затем опадают в нижнюю часть сепаратора.

. Рис. 102. Гравитационный газосепаратор

studfiles.net

Эксплуатация газоконденсатных скважин. Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатация газоконденсатных скважин

Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин

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.

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. 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).

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/см2произошел 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.

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.

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 исследований.

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;

g 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;

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 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;

RC, RK -- радиусы скважины и контура питания скважины;

QVГ -- объемный дебит скважины;

А, В -- фильтрационные коэффициенты;

РПЛ -- пластовое давление.

Распределение температур в соответствии с падением давления в призабойной зоне выразится соотношением:

(2)

где D -- коэффициент Джоуля-Томсона;

tПЛ-- пластовая температура.

Радиус распространения ингибитора в пласте после закачки (RЗ) можно определить косвенным путем по разбавлению ингибитора. Зная остаточную водонасыщенность призабойной зоны пласта, которая после продувки скважины составляет 15--20%, концентрацию ингибитора до и непосредственно после закачки и пользуясь формулой разбавления раствора, получим

(3)

где G -- вес закачанного ингибитора;

K1, К2 -- концентрация ингибитора до и после закачки;

h -- мощность пласта;

m -- пористость;

SB -- водонасыщенность;

g B -- плотность воды.

Количество воды, выделившейся из газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени (D t), можно найти по разности влагосодержания газа на контуре закачки (WЗ) и на забое скважины (WС). Практически влагосодержание на контуре закачки, т.е. на границе насыщенной ингибитором зоны, соответствует влагосодержанию газа в пластовых условиях.

(4)

Влагосодержание газа в зависимости от термодинамических условий газового потока в присутствии ингибитора определяется по уравнению, полученному Гухманом и Касперовичем (ТюменНИИГипрогаз):

(5)

где Р -- давление газа, кг/см2;

W -- влагосодержание газа, кг/1000 м3;

Рh3O -- упругость паров воды над раствором ингибитора, мм рт. ст.;

t -- температура газа, °С.

Упругость паров воды над растворами является функцией температуры насыщения и концентрации раствора. Значения Рh3O можно найти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимость для Рh3O. Для растворов CаСl2 имеется уравнение

(6)

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

(7)

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

t -- температура, °С.

При наличии в ингибиторе, например, в метаноле, летучей составляющей изменение состава его за счет испарения в процессе эксплуатации можно рассчитывать на основе законов Рауля и Дальтона:

(8)

где Р0 -- общее давление газа;

Р -- упругость паров чистого компонента при t0 С;

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

Законы Рауля и Дальтона действительны для совершенных растворов и идеальных газов. Вводя понятия фугитивности для газа и активности для раствора, получим более точное выражение для реальных растворов и газов при высоких давлениях.

(9)

где a -- коэффициент активности;

f -- фугитивность чистого компонента, соответствующая давлению его паров;

f0 -- фугитивность чистого компонента, соответствующая общему давлению системы.

Для расчета фугитивности можно воспользоваться либо уравнением Редлиха-Куонга, либо графиком зависимости фугитивности от приведенных параметров.

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

(10)

где b -- переводный коэффициент для концентрации.

Изменение состава ингибитора через определенное время можно вычислить путем составления материального баланса по воде и летучему ингибитору при условии постоянства насыщенности пласта ингибитором. Иначе увеличение объема жидкости в пласте за счет конденсации влаги приводит к выносу излишнего разбавленного ингибитора потоком газа до установления равновесной насыщенности.

Расчет следует вести методом последовательной 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, который целесообразно производить на ЭВМ, зависит от выбора достаточно малого интервала времени D t.

Зная состав ингибитора, как функцию времени, можно определить снижение температуры гидратообразования в любой момент времени после закачки или по графикам, или на основе полученной ранее зависимости.

(11)

где К -- концентрация ингибитора, вес % (для метанол хлоркальциевой смеси К -- концентрация основного компонента -- CaCl2);

Коэффициенты A1, B1 принимаются в зависимости от вида ингибитора и имеют значения: для метанола A1= 0,008, B1 =0,332; для раствора CaCl2 A1 =0,017, B1=0,30; для метанол хлоркальциевой смеси (10% вес метанола+90% 30%-ного водного раствора CaCl2) A1= 0,050, B1=0,066.

Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением

TГ =19,9 lg P-28,5 (12)

Требуемое понижение температуры гидратообразования (D tГ) определяется термодинамическими условиями в скважине или шлейфе.

для скважины D tГ=tГ-tУСТ

для шлейфа D tГ=tГ-tПЛ (13)

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

Результаты, определенные по методике расчета, согласуются с экспериментальными данными, полученными при закачках на Мессояхском промысле. На месторождениях типа Мессояхского необходимо периодически повторять закачку, так как здесь вывод скважины на безгидратный режим невозможен. На Медвежьем и аналогичных ему месторождениях закачка необходима только на время прогрева скважины и шлейфа, определяемое расчетом, и выхода их на безгидратный режим. В зависимости от времени прогрева на основе изложенной выше методики можно рассчитать количество ингибитора, обеспечивающее безгидратную эксплуатацию скважины и шлейфа в данный период.

3. Расчет периода безгидратной эксплуатации скважины при закачке ингибитора в пласт на Мессояхском месторождении

На Мессояхском газовом промысле для предупреждения гидратообразования в технологической линии скважина -- сборный пункт применяется метод закачки ингибитора в пласт. В качестве ингибитора используется смесь 30% раствора хлористого кальция с 10% по весу метанола. Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин, является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, при которой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования в рассматриваемой технологической линии.

Концентрация закачанного в пласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, а затем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменении термодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можно определить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважины непосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта и остаточную водонасыщенность.

При известных термодинамических условиях пласта и всей технологической линии по номограмме влагосодержания газа можно определить количество выделяющейся из него влаги.

(1)

гидратообразование скважина газоконденсатный ингибитор

где W1 и W2 -- соответственно начальное влагосодержание газа в пластовых условиях и при конечных (рассматриваемых), кг/1000 м3;

Q--количество добытого газа, тыс. м3.

Зная начальную концентрацию закачанного ингибитора Ki и его количество mi, можно определить конечную концентрацию К2 при прохождении через него определенного количества газа. Из известного уравнения разбавления раствора имеем.

(2)

где х -- масса растворителя, необходимая для разбавления массы раствора m1данной концентрации K1 до требуемой К2, вес. %;

m2 -- масса раствора после разбавления.

Из вышеприведенных условий

(3)

Решая уравнение (2) относительно неизвестной концентрации К2, получим

(4)

Однако конечная концентрация ингибитора К2 не может быть ниже допустимой концентрации Кд, которая определяется необходимым для данных термодинамических условий снижением температуры гидратообразования в технологической линии и является известной.

До минимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся из газа влаги, количество которой можно рассчитать по уравнению

(5)

При суточной добыче газа qi, суммарная добыча составит

(6)

Общее количество выделившейся из газа воды

(7)

Переходя к равномерной среднесуточной добыче газа имеем

(8)

где T1 -- количество суток работы скважины.

Тогда

(9)

Приравнивая правые части уравнений (5) и (9) и решая полученное относительно T1, определяем период безгидратной работы скважины в сутках.

(10)

Необходимо учесть, что в первые 10--20 часов после закачки из пласта выносится 18--85% закачанного ингибитора в зависимости от его состава. Поэтому период безгидратной эксплуатации технологической линии следует определять, как:

(11)

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

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

Пример расчета:

Cкв. 135 Мессояхского месторождения. Пластовая температура 10° С, давление 76 кг/см2, температура в конце шлейфа --10° С, давление 60 кг/см2, qc = 200 тыс. m3/cyт, закачано m1 -=6180 кг смеси с концентрацией K1 = 27%. Для данных условий W1 = 0,2 кг/1000 м3, W2 = 0,06 кг/1000 м3, КД =19%, n = 0,54.

сут.

Практически скважина отработала 52 сут.

Описанная методика позволяет заранее определить период безгидратной эксплуатации части или всей технологической линии при известных количестве, концентрации ингибитора и заданной среднесуточной добыче газа.

Размещено на Allbest.ru

...

revolution.allbest.ru

6.3 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта.

В постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.

Для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью, например, при одновременном вскрытии водоносной и газоносной части пласта, при превышении в процессе испытания и эксплуатации скважин допустимой депрессии на пласт, вскрытии только газоносной части, а также тогда, когда допустимая депрессия существенно ограничивает производительность скважин.

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений.

Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные.

Прежде всего следует отметить, что технологический режим, устанавливаемый на начальной стадии разработки, должен обеспечить оптимальный дебит скважин-при заданных геолого-промысловой и технической характеристиках пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонт-но-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.Обоснование необходимости изменения установленного технологического режима осуществляется исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии освоения и эксплуатации месторождения.

7. Эксплуатация скважин насосами

7.1 Эксплуатация скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) включают:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис.5).

Рис.5 Штанговая глубинная насосная установка:

Состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис.6,7). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра.

Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис.6).

Рис.6. Насосы скважинные вставные:

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга.

Рис. 7. Невставные скважинные насосы:1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;4 – плунжер; 5 – захватный шток

studfiles.net

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Предыдущая35363738394041424344454647484950Следующая

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуру крестового типа, наиболее удобную для монтажа и обслуживания.

Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компо­нентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидких и механи­ческих примесей с забоя на поверхность; в) облегчения про­цесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину приборов.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъем­ные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство.

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют аэрацию или компрессорный способ освоения скважины с помощью передвижных комп­рессоров.

Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом, устанавливают на основании дан­ных исследования.

При исследовании измеряют давление, температуру, де­бит газа, фиксируя параметры работы скважины при каж­дом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы газовой скважины осуществляется созданием опре­деленного противодавления на устье. Для этой цели приме­няют штуцеры.

Промышленный дебит газовой скважины приходится огра­ничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут проис­ходить следующие осложнения [9]:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаной пробки;

2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и ее закупорка;

4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;

5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

6) неудовлетворительное состояние скважины (некачествен­ное цементирование, негерметичность, обводнение чужерод­ной водой).

На основании результатов исследования подбирается и ре­гулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин.

Работа газовой скважины контролируется путем требуе­мых замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований. Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный кол­лектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответ­ствующей подготовки его для дальнейшего транспортирова­ния поступает в магистральный газопровод.

В пластовых условиях в газе газовых месторождений со­держатся пары воды. В газе газоконденсатных месторожде­ний содержатся также пары конденсата, которые в пласто­вых условиях находятся в насыщенном состоянии, а иногда и в ненасыщенном.

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижени­ем его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) взаимодействуют с водой и обра­зуют твердые кристаллические вещества, называемые гидра­тами. Каждая молекула перечисленных компонентов способ­на связать шесть-семь молекул воды, например, СН4∙6Н2О, С2Н6∙7Н2О и т. д. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревании, понижении давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных дав­лениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существо­вать при температуре выше критической. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепарато­ры, нарушить работу измерительных и регулирующих прибо­ров. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается понижением давления. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудова­ния, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: 1) пре­дупреждение образования гидратов; 2) ликвидация образо­вавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический ре­жим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически нагнетают на забой сква­жины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъем­ные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жид­кость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений следу­ющим образом:

продувкой в атмосферу с необходимой предварительной вы­держкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

закачкой большого объема антигидратного ингибитора не­посредственно на гидратную пробку с выдержкой для разло­жения гидратной пробки и с последующей продувкой в ат­мосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арма­туре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависи­мости от конкретных условий) следующими методами, при­меняемыми самостоятельно или комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа ингибиторов — метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.;

в) устранением резких перепадов давления, которые вы­зывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипомыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дре­нажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п, в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

К наиболее эффективным и распространенным из пере­численных способов предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола, т. е. мети­лового спирта (СН3ОН), являющегося понизителем точки за­мерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насы­щающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количе­ство водяных паров, содержащихся в газе, при этом умень­шается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кри­сталлы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арма­туры. Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу дей­ствия различают газосепараторы гравитационные и центро­бежные (циклонные).

Гравитационные аппараты бывают вертикальные и гори­зонтальные.

Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очи­стки и дренажа.

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого сни­жения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°.

Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 3.13. В этом сепараторе газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа в нем достигает 15 — 20 м/с) и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают на дно сосуда. Скопившиеся приме­си удаляются из сепаратора через штуцер 3.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400 — 1650 мм, горизонтальные — диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 1 б МПа. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. Опыт эк­сплуатации показал, что скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. Из-за боль­шой металлоемкости и недостаточной их эффективности гра­витационные сепараторы применяют редко.

На рис. 3.14 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа об­разуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в коль­цевом пространстве и конусе вращательное движение, вслед­ствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.

Предыдущая35363738394041424344454647484950Следующая

mylektsii.ru


Смотрите также