Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Одной из главных проблем, без решения которой невозможно обеспечить добычу газа, является борьба с гидратообразованием и растеплением и замерзанием пород в скважинах.
В районах северной мерзлотной зоны, где расположены такие месторождения, как Ново—Портовское, Тазовское, Заполярное, развита преимущественно монолитная толща многолетней мерзлоты мощностью около 300 — 400 м. Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород изменяется в пределах минус 1—5 °С.
В районах северной подзоны центральной зоны (Урен — гойское и Губкинское месторождения) развита в основном двухслойная мерзлота. Ориентировочно мощность многолетней мерзлоты в районе р. Пур равна 200—250 м.
Ввиду того, что температуры пород на глубинах 200—300 м от дневной поверхности оказываются ниже равновесной температуры гидратообразования, при малых дебитах газа возможно образование пробок.
Надо отметить, что мерзлотно—геологические условия территории газовых месторождений различны. Учитывая указанное обстоятельство, необходимо, чтобы все расчеты базировались на данных непосредственных измерений в скважинах.
Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен "безгидратный" режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины.
Для выяснения условий гидратообразования в стволе газовых скважин и обоснованного выбора технологического оборудования промысловых сооружений необходимо
299
выполнить расчеты тепловых режимов скважин в течение основного периода разработки. Эти расчеты позволят определить пределы изменения допускаемых дебитов газовых скважин, при которых исключается гидратообразование.
Если к моменту составления проекта разработки месторождения отсутствуют достоверные данные, необходимые для тепловых расчетов (геотермический градиент и теплофизические свойства пород), то выполняют прогнозные расчеты, которые корректируют после получения необходимых данных.
Расчеты стационарных тепловых режимов скважин проводились для системы уравнений, описывающей стационарное неизотермическое течение реального газа [23]:
dT dX
dp dX dp
T
p
JV = bl_ + Ь2^:
ai dX a2 + аз(ТіЛ - Г (x)
T),
(6.110)
при начальных условиях:
x = 0; p = рз; T = Гз,
где
1G2zR bl = 2gf 2D :
b2 = ZR:
Ci1 = e/cp Q2 = 1/cp; К.П.Д.
Gc
p
p — давление; T — температура; e — коэффициент Джоуля — Томсона; G — массовый дебит; D, f — диаметр и площадь сечения скважин соответственно; Cp — изобарная теплоемкость газа; R — газовая постоянная, Г(Х) — геотермический градиент; К — коэффициент теплопередачи от газа в породу; l — коэффициент гидравлического сопротивления; z — средний коэффициент
сверхсжимаемости.
300
На рис. 6.6 приведены кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при различных значениях К на 1, 2, 4, 6, 8 и 10-й годы разработки месторождения. Здесь же построены равновесные кривые гидратообразования. Выше этих точек термодинамические условия таковы, что возможно образование гидратов.
301
а б в
Н9м
5 10 15 10 15 10 15 Ту °С
где
Рис. 6.6. Изменение температуры по глубине скважин при различных значениях коэффициента теплопередачи (Q = 700 тыс. м3/сут):
1 - К = 0; 2 - К = 5; 3 - К = 10; 4 — К = 15; 5 - К = 20; 6 - К = = 50 ккал/(м2-ч-град); 7 — геотермический градиент; 8 — равновесная температура гидратообразования; а, б, в, г, д, е — годы разработки соответственно 1, 2, 4, 6, 8, 10 — й
Следует отметить, что все реально возможные температурные кривые T(X) находятся в поле, ограниченном кривыми К = 0 и К = 50 ккал/(м2-ч-град).
Наибольшая опасность гидратообразования имеется, таким образом, в первые два года эксплуатации скважин.
302
Как показали расчеты, на высоту зоны гидратообразования существенное влияние оказывает геотермический градиент Г(Х). На рис. 6.7 показаны кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при Г = const (кривая 1) и Г = Г(Х) (кривая 2).
Здесь же даны кривые распределения температур естественного поля земли (кривые 3 и 4) и гидратообразования (кривая 5).
Как видно (см. рис. 6.7) для случая, когда геотермический градиент зависит от Х (кривая 3), зона гидратообразования будет больше примерно на 150 м.
Распределение температур и давлений вдоль ствола скважин имеет вид [25]
T = T*+ (T3- T* )exp(-азХ) - Г (X ) -
Г (X)-m exp( Xp2) ж
ж [erf (p 3VX) - erf(pVX)];
(6.111)
(6.112)
где
2VX
Рис. 6.7. Сравнение
распределения температуры
вдоль ствола скважины при различных геотермиче-
ских градиентах
303
Рис. 6.8. Изменение jj j температуры по стволу 9
скважины при различных JQQ дебитах
(К = 10 ккал/(м2чград)): 600
1—5 — соответствуют Q = = 700, 500, 300, 100, 500 10 тыс. м3/сут; 6 — геотермический градиент; 400 7—12 — равновесные кривые
гидратообразования соответственно в 1, 2, 4, 6, 200 8 и 10 — й годы
разработки месторождения
