И способы их устранения

Образование гидратов в добывающих скважинах

Как было отмечено ранее, образование гидратов в добывающих скважинах и промысловых коммуникациях, а также выбор методов борьбы с ними в значительной мере зависят от пластовых давлений и температур, климатических условий и технологического режима эксплуатации добывающих скважин.

Профилактика и предупреждение образования гидратов в значительной мере зависит от достоверной информации о равновесных условиях гидратообразования природного газа с известным составом природного газа и изменением этих параметров потока природного газа в скважине, в газопромысловых системах первичного сбора и подготовки природного газа, в системах магистральных газопроводов и т.д. Зависимость равновесных значений давления и температур необходима для разработки мероприятий по профилактике и предупреждению образования гидратов в системе "пласт – скважина – промысловые коммуникации".

Условия образования гидратов в рассматриваемой системе могут существовать при следующих условиях: Р_с > Р_p или же при условиях t_с < t_p, где Р_c, t_с – рабочие давления и температура в рассматриваемой системе; Р_p и t_p – равновесные значения давления и температуры в рассматриваемой системе образования гидрата заданного состава.

Как было описано ранее, гидраты могут образовываться как в период простоя скважины, так и в процессе её работы. Рассмотрим основные параметры простаивающей и работающей скважин.

Для определения давления в простаивающей газовой скважине используется формула барометрического нивелирования Лапласа – Бабине:

Р_З = Р_У × е^S , (18)

где Р₃ – забойное давление, МПа;

Р_У – устьевое давление в остановленной скважине, МПа;

е = 2,7183 – основание натурального логарифма;

S = , (19)

где – относительная плотность газа по воздуху

- r_г – плотность газа, кг/м³,

- r _в – плотность воздуха, кг/м³;

Н – глубина скважины, м.;

Т_ср – средняя температура по стволу скважины, К;

, (20)

где Т_З – температура на забое скважины, К;

Т_у – температура на устье скважины, К;

z_ср – коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине.

Среднее давление в простаивающей скважине определяется из выражения:

. (21)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа z_ср от давления Р_ср можно принять в следующем виде:

, (22)

где Р_ср – среднее давление в скважине, МПа.

Значение е^S может быть определено как расчётным методом по формуле (19), так и взято из таблицы 4.

Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида

, (23)

где Р_х – давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;

Р_у – устьевое давление в газовой скважине, МПа;

q – дебит газовой скважины, тыс.м³/сут.

, (24)

где Х – глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м.

Таблица 4. Значение e^s и e^2s

		es	e2s			es	e2s
0.3	0.01024	1.0103	1.0207	4.7	0.16050	1.1740	1.3783
0.4	0.01366	1.0138	1.0277	4.8	0.16392	1.1781	1.3879
0.5	0.01707	1.0173	1.0347	4.9	0.16734	1.1821	1.3974
0.6	0.02049	1.0207	1.0418	5.0	0.17075	1.1861	1.4068
0.7	0.02390	1.0242	1.0490	5.1	0.17417	1.1903	1.4168
0.8	0.02732	1.0277	1.0561	5.2	0.17758	1.1943	1.4264
0.9	0.03074	1.0312	1.0634	5.3	0.18100	1.1984	1.4362
1.0	0.03415	1.0347	1.0707	5.4	0.18441	1.2025	1.4460
1.1	0.03757	1.0384	1.0780	5.5	0.18783	1.2066	1.4559
1.2	0.04098	1.0418	1.0855	5.6	0.19124	1.2107	1.4658
1.3	0.4440	1.0454	1.0929	5.7	0.19466	1.2149	1.4750
1.4	0.04781	1.0490	1.1004	5.8	0.19807	1.2191	1.4862
1.5	0.05123	1.0526	1.1079	5.9	0.20149	1.2232	1.4962
1.6	0.05464	1.0561	1.1155	6.0	0.20490	1.2274	1.5065
1.7	0.05806	1.0598	1.1231	6.1	0.20832	1.2316	1.5068
1.8	0.05147	1.0634	1.1308	6.2	0.21173	1.2358	1.5272
1.9	0.06489	1.0670	1.1386	6.3	0.21515	1.2401	1.5378
2.0	0.06830	1.0707	1.1464	6.4	0.21856	1.2444	1.5485
2.1	0.07172	1.0743	1.1542	6.5	0.22198	1.2486	1.5590
2.2	0.07513	1.0780	1.1622	6.6	0.22539	1.2528	1.5695
2.3	0.07855	1.0816	1.1701	6.7	0.22880	1.2571	1.5803
2.4	0.08196	1.0855	1.1781	6.8	0.23220	1.2614	1.5911
2.5	0.08538	1.0892	1.1861	6.9	0.23564	1.2656	1.6017
2.6	0.08879	1.0929	1.1943	7.0	0.23905	1.2699	1.6130
2.7	0.09220	1.0966	1.2025	7.2	0.24588	1.2788	1.6352
2.8	0.09562	1.1004	1.2107	7.4	0.25271	1.2875	1.6577
2.9	0.09903	1.1041	1.2191	7.6	0.25954	1.2963	1.6805
3.0	0.10245	1.1079	1.2274	7.8	0.26637	1.3022	1.7036
3.1	0.10586	1.1117	1.2358	8.0	0.27320	1.3142	1.7270
3.2	0.10928	1.1155	1.2444	8.2	0.28003	1.3232	1.7508
3.3	0.11270	1.1193	1.2528	8.4	0.28683	1.3322	1.7749
3.4	0.11611	1.1231	1.2614	8.6	0.29369	1.3414	1.7993
3.5	0.11953	1.1269	1.2699	8.8	0.30052	1.3569	1.8240
3.6	0.12294	1.1308	1.2787	9.0	0.30735	1.3598	1.8491
3.7	0.112636	1.1347	1.2875	9.2	0.31418	1.3671	1.8745
3.8	0.12977	1.1386	1.2964	9.4	0.32101	1.3785	1.9005
3.9	0.13319	1.1425	1.3053	9.6	0.32784	1.3880	1.9265
4.0	0.13660	1.1464	1.3142	9.8	0.33467	1.3975	1.9366
4.1	0.41002	1.1505	1.3237	10.0	0.34150	1.4068	1.9799
4.2	0.14343	1.1542	1.3322	11.0	0.37565	1.4559	2.1198
4.3	0.14685	1.1581	1.3412	12.0	0.20980	1.5065	2.2696
4.4	0.15026	1.1622	1.3507	13.0	0.44395	1.5588	2.4300
4.5	0.15868	1.1661	1.3598	14.0	0.47810	1.6130	2.6048
4.6	0.15710	1.1701	1.3691	15.0	0.51225	1.6690	2.7838

(25)

где Т_у – устьевая температура, К;

Т_х – температура на глубине Х, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению

, (26)

где Г – геотермический градиент, К/м;

, (27)

где d₁ – внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

l – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб e.

В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

, (28)

где V – скорость движения газа, м/с;

n – кинематическая вязкость, м²/с.

Расчёты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где l не зависит от числа Re и выбирается из таблицы.5.

где Т_м – температура мерзлого грунта, К, на нижней границе мерзлоты h_м.

В зоне многолетнемерзлых пород геотермический градиент определяют из выражения

Г = (Т_м – Т_о)/(h_м - h_о). (32)

Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида

; (33)

(34)

; (35)

, (36)

где Р_пл, Р_з, Р_у – пластовое, забойное и устьевое давления, МПа;

Н – глубина скважины, м;

D_i – дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в трубе, К/МПа;

Г – геотермический градиент, К/м;

С_р – изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Р_ср и пластовой температуре Т_пл, кДж/кг×м;

D_{i пл} – дифференциальный коэффициент Джоуля- Томпсона в горной породе, К/МПа;

R_с – наружный радиус эксплуатационной колонны, м;

R_к – радиус контура питания, м;

G – массовый расход газа, кг/с;

С_п – объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м³×К;

τ – суммарное время работы скважины, с;

h_пл – толщина перфорированной части продуктивного пласта, м;

λ_п – теплопроводность горных пород, кВт/(м×К);

А_м – термический эквивалент работы, кДж/кг×м (А_м = 1/102 кДж/кг×м).

Расчёт устьевой температуры в работающей газовой скважине производят для следующей продолжительности работы скважины – 1, 10, 20, 30 и 60 сут. с последующим построением графика изменения температуры во времени.

После проведения расчётов производится построение графических зависимостей, характерный вид одной из них представлен на рисунке 16. Существуют такие дебиты, выше и ниже которых температура на устье скважины не повышается, а снижается (рисунок 17, кривая 2).

Данное обстоятельство связано с тем, что при низких дебитах температура природного газа на устье скважины в основном зависит от теплообмена газа со стенками скважины, при высоких дебитах – за счёт увеличения их потерь на трение. Таким образом, эффект Джоуля – Томпсона начинает преобладать над эффектом теплообмена

Следует отметить, что при оценке вероятности образования гидратов в стволе добывающей скважины необходимо учитывать наличие или отсутствие многолетней мерзлоты. Причём для горизонтальных скважин вариант с наличием многолетней мерзлоты исключается.

При пластовой температуре газа более 20⁰С условия образования гидратов не рассматриваются, поскольку в этом случае снижение температуры происходит только за счёт потерь давления при движении газа от торца по переходной зоны, где ствол скважины переходит из горизонтального в вертикальное положение. В этой связи исследования условий гидратообразования оценивается не в горизонтальной части ствола, а в вертикальной применяя в этом случае, методика расчётов для вертикальной скважины (первоначальные значения давления и температуры берутся в начале горизонтальной части ствола).

Рисунок 17. Изменение давления и температуры, равновесной температуры гидратообразования в зависимости от дебита скважины:

1 – давление на устье скважины;

2 – температура на устье;

3 – температура образования гидратов;

4 – зона безгидратной эксплуатации

Следует обратить внимание на изменение допустимого безгидратного дебита газа добывающей скважины в процессе разработки месторождения (см. рисунок 18). Вправо от точки А т.е выше кривой, образование гидратов исключается а влево от неё процесс образования гидратов будет происходить. Следовательно, рабочий дебит, например, проектной скважины обеспечивает безгидратный режим скважин, начиная со второго и последующих годов

Рисунок 18. Изменение допустимого рабочего допустимого дебита, при котором исключается образование гидратов, процессе разработки месторождения:

1 – линия допустимых дебитов;

2 – проектный дебит;

3 – зона гидратов.