Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин (стр. 2 из 3)
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;
gB — плотность воды.
Количество воды, выделившейся из газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени (Dt), 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;
РH2O — 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 РH2O можно найти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимость для РH2O. 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 t0С;
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=Dt) равновесное состояние. Точность расчета, который целесообразно производить на ЭВМ, зависит от выбора достаточно малого интервала времени Dt.