Практична робота № 4

Тема роботи: Визначення зони можливого гідратоутворення в свердловинах

Мета роботи Вивчити основні фактори, які сприяють утворенню газогідратних пробок у свердловинах. Ознайомитися з методами визначення вмісту парів води в газах, що існують, та виявити найбільш вжтваний серед усіх. Ознайомитись з алгоритмом розрахунку утворення гідратів у свердловинах та способами їх ліквідації.

Теоретичний матеріал Вологомісткість природних газів

Одним з чинників, що обумовлюють утворення гідратів природних газів, є насичення останніх парами води. При цьому об'ємна швидкість накопичення гідратів залежить від швидкості зміни вологомісткості газу із зміною тиску і температури. Для визначення змісту пари води в газах використовується ряд експериментальних і аналітичних методів. До експериментальних методів відносяться:

1. візуальне визначення точки роси, тобто температури, при якій

починається процес конденсації пари при заданому тиску;

2. застосування твердих сорбентів;

3. використання рідких сорбентів з подальшим їх титруванням;

4. виморожування;

5) спектроскопічні методи;

6) электрогигрометрический метод.

Найбільш поширеним з них є метод візуального визначення точки роси, який дає добрі результати за відсутності конденсації вуглеводнів. По даному методу точка роси може бути визначена з точністю ± 0,1 °С. Проте цей метод не застосовний при визначенні точки роси газу, осушеного розчинами диэтиленгликоля, із-за конденсації в газі.

Другим поширеним методом для визначення вологомісткості газу є абсорбція за допомогою диетиленгликоля з подальшим титруванням розчину до повного відділення води, абсорбованої з газового потоку. Тітрометрічеським методом ввологомісткость природних газів визначається з точністю до 0,01 г/м³ як при низькому, так і при високому тиску.

Вологомісткість природних газів, насичених парами води, за нормальних умов можна визначити і по номограмі. На ній нанесена рівноважна крива гідратоутворення, що обмежує певну область, в якій вологомісткість газів повинна визначатися з умови рівноваги пари води над гідратами. Визначення вологомісткості по даній номограмі дає помилку, що не перевищує 4 %, що цілком допустимо.

Вологомісткість природного газу росте з підвищенням температури і падає з підвищенням тиску. Крім того, вологомісткість зменшується із збільшенням молекулярної ваги, а також із збільшенням солоності води.

Коефіцієнт C застосовний для будь-яких компонентів природного газу. Він визначається із співвідношення C = W/W0,6, г/м3. Поправочний коефіцієнт Сs визначається із співвідношення Cs = Ws/W0,6, г/м3. Тут W0,6 - влагосодержание природного газу з щільністю по повітрю 0,6, що знаходиться у контакті з прісною водою; W - вологомісткості природного газу з щільністю по повітрю ; Ws - вологомісткості природного газу, що знаходиться у контакті з розсолом.

Коефіцієнт Сs враховується при визначенні вологомісткості природного газу в умовах пластів, де газ знаходиться у контакті з мінералізованою водою. Якщо визначають вологомісткість газу при його транспортуванні по газопроводах, де газ знаходиться у контакті з прісною водою, що конденсується з газу, можна рахувати коефіцієнт Cs = 1.

Вплив молекулярної ваги на вологомісткості газу зростає з підвищенням температури. Проте з огляду на те, що всі природні гази від метану до газів з щільністю 1,0 мають молекулярну масу між 16 і 30, останній не змінює вологовміст природних газів більш ніж на 3 - 5 %. Присутність у складі газу СО₂ і Н₂S збільшує його вологовміст, а N - зменшує.

При розробці родовища тиск пласта зменшується у міру відбору газу (температура газу в пласті практично залишається постійної протягом всього періоду розробки родовища), а вологість газу збільшується. При цьому вологість газу змінюється залежно від тиску і температури при русі газу в системі облаштування. Крім того, влагосодержание газу змінюється протягом всього періоду розробки родовища з коливанням перепаду тиску при тому, що дроселює газу. По кривим влагосодержания газу його влагосодержание у всій системі пласт - свердловина - газопровід зростає з падінням тиску пласта. [1]

Зразок алгоритму розрахунку утворення газогідратів у свердловинах та способи їх ліквідації

Утворення гідратів в свердловинах і промислових газопроводах і вибір методу боротьби з ними в значній мірі залежать від температур пластів, кліматичних умов і режиму експлуатації свердловини.

Часто в стовбурі свердловини є умови для утворення гідратів, коли температура газу при його русі вгору від забою до гирла стає нижчою за температуру гидратообразования. В результаті свердловина забивається гідратами.

Зміна температури в працюючій свердловині найкраще визначати за допомогою глибинних приладів. Якщо це не можливо, застосовують формули:

t = t_гр - t_ie- ^{а(H- l)}+{(1- е- ^{а(Н- l)})(Г- D_i(p_c- p_y)/ H- A/_cp)/ a}; (2.3)

де t, t_гр - відповідно температура потоку і грунту на глибині l;

t_гр = t_пл - Г(Н - l); (2.4)

де t_пл - температура пласта на глибині Н; Г - середнє значення геотермічного градієнта на ділянці Н - l; t_i - зміна температури в призабойной зоні за рахунок ефекту Джоуля-томсона °С:

t_i= D_i (p_пл- p_c) { lg (1+ (G_cp / h_cпrc₂ ))} / lg(r_k /r_c)  D_i (p_пл- p_c); (2.5)

де r_k - радіус контура живлення свердловини, м; r_c - радіус свердловини, м; Di - диференціальний коефіцієнт Джоуля - Томсона °С/МПа; p_пл - тиск в пласті, МПа; р_с - тиск на забої свердловини, МПа; G - масова витрата газу, кг/с; С_р - теплоємність газу при постійному тиску; т - тривалість роботи свердловини, з; h - розкрита потужність пласта (інтервал перфорації), м; с_п - теплоємність породи, Дж/м³.

а = (2_п)/(G_cр f()), (2.6)

де _п - теплопровідність гірських порід, Дж/м з градус; f() - безрозмірна функція.

f () = ln( 1+   _п  / с_п r_c² ), (2.7)

Величина геотермічного градієнта Г залежить від багатьох змінних; його треба розраховувати за даними вимірювань температури в свердловинах, що простоюють тривалий час. Температура газу в шлейфах може бути обчислена за формулою Шухова, справедливою для невеликих перепадів тиску

t_l = t_ср+ (t₀ - t_ср) e ^{- ( k D l / G c}_п^{ )}, (2.8)

де t_i - температура потоку в °C на відстані l від початку шлейфу °С; t_ср - температура середовища, в якому прокладений шлейф, в °С; t₀ - температура газу на початку шлейфу °С; D - внутрішній діаметр шлейфу; д_о - коефіцієнт теплопередачі, Дж/с м² °С. За такою ж формулою розраховується і колектор. Унаслідок зниження температури газу при русі його по стовбуру свердловини, в потоці завжди є конденсаційна вода. Тому утворення гідратів обумовлене тільки відношенням тиску і температури.

За графіком, зображеному на малюнку 2.3 можна визначити місце утворення гідратів в свердловинах. Аналогічно можна встановити і місця їх утворення в шлейфах і колекторах з тією лише різницею, що там треба виділити ділянки, на яких температура газу нижча за точку роси, тобто є краплинна вода. Необхідні для розрахунків по формулах величини К_д, С_р і так далі беруться з довідників теплофизических величин.

На рисунку 2.4 видно характер зміни температури по глибині свердловини в процесі розробки одного з родовищ при різних коефіцієнтах теплопередачі До і наступних початкових даних: витрата Q = 700 тис.м3/доб; діаметр D = 0,2 м; глибина Н = 735 м; температура на забої t_з = 19°С.

Аналіз чинників, що впливають на зміну температури по стовбуру свердловин, показує, що їх тепловий режим в процесі розробки родовища змінюється, і із зменшенням дебіта для даного прикладу температура газу по стовбуру знижується (рисунок 2.4).

Рисунок 2.3 . Визначення зони можливого утворення гідратів

1 - тиск в свердловині; 2 - рівноважна температура гидратообразования;

3 - температура в свердловині; 4 - глибина залягання нейтрального шару

Рисунок 2.4. Зміна температури з глибиною свердловини при різних коефіцієнтах теплопередачі: коефіцієнт теплопередачі (Вт/(м2 *К): 1 - 1,2; 2 - 6; 3 - 12; 4 - 7; 5 – 23; 6 - 29; 7 - геотермічний градієнт; 8 - рівноважна температура утворення гідратів; а - е - роки розробки: перший, другий, четвертий, шостий, восьмий, десятий

Як видно з малюнка 2.5, шляхом регулювання дебіту можна визначити умови, що виключають утворення гідратів. Зміна тиску на гирлі р_у, температури газу на гирлі t^у і рівноважної температури утворення гідратів визначають залежно від дебіта свердловини при наступних початкових даних р_з = 11,8 МПа; t_пл = 32°С tз = 31°С; D = 180 мм; p=0,56; К=22 Вт/м2* Доб; Г= 0,0277 °С/м.

Для даних умов режим безгідратної експлуатації протягом початкового періоду розробки родовища забезпечується при дебітах від 0,75 млн. до 6,5 млн. м3/ доб. Оптимальний дебіт, що забезпечує максимальний резерв температури, складає приблизно 3 млн м3 /доб.

Температура газу в стовбурі змінюватиметься залежно від дебіту свердловини і діаметру труб фонтанів. З рисунка 2.7 видно, що при Q = Q_опт режим безгідратної експлуатації забезпечується при D  145 - 160 мм.

Рисунок 2.5. Зміна температури по стовбуру свердловини при К=12 (Вт/м2 * До) і різних дебітах Q: дебіт (у тис. м3/доб): 1 - 700; 2 - 500; 3 - 300; 4 - 100; 5 - 10; 6 - геотермічний градієнт; 7 - 12 - рівноважні криві утворення гідратів відповідно в перший, другий, четвертий, шостий, восьмий, десятий роки розробки

Рисунок 2.6. Зміна тиску і температури газу, рівноважної температури утворення гідратів залежно від дебіта свердловини криві: 1 - тиск на гирлі; 2 - температура на гирлі; 3 - температура утворення гідратів; 4 - зона безгідратної експлуатації

Рисунок 2.7. Зміна температури, тиску газу і температури утворення гідратів залежно від діаметру труб фонтанів при Q = Q_опт криві: 1 - температура на гирлі; 2 - тиск на гирлі; 3 - температура утворення гідратів; 4 - зона безгідратної експлуатації

Із збільшенням діаметру труб Q _опт зрушується у бік великих дебітів (малюнок 2.8). Таким чином, при відповідному підборі діаметру труб фонтанів і дебіту газу можна забезпечити безгідратний режим роботи свердловин.

Рисунок 2.8. Зміна температури газу і рівноважної температури утворення гідратів залежно від дебіту при різних діаметрах D труб фонтанів: криві температури на гирлі: 1 - D = 220 мм (п'ятий рік розробки); 2 - D = 180 мм (перший рік розробки); 3 - D = 220 мм (перший рік розробки ; 4 - D = 220 мм (п'ятий рік розробки), 6 - D = 220 мм (перший рік розробки)