Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин (стр. 1 из 3)
Министерство общего и профессионального образования РФ
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
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 отношениихарактерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и скв. 37 Заполярного месторождения.
 |
В скв. 58 после замены глинистогораствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885—2898 и 2915— 2923 м. Отработка скважины велась позатрубному пространству через2,5-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 безгидратномрежиме (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
 |
исследований.
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 свыше150—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;
g0 — 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.