Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
0 5 10 15 T90C
* a7 Г T3+ T T= тпл - — +—; T = —-L;
a3 a3 7
остальные обозначения даны выше.
Для определения допустимых (с точки зрения исключения гидратообразования) дебитов газовых скважин Губкинского месторождения на различные моменты его разработки проведены расчеты проектной скважины при вариации дебитов (10 — 700)103 м3/сут.
Результаты расчетов приведены на рис. 6.8. С увеличением дебита депрессия температуры вдоль ствола скважины уменьшается. Но в связи с падением давления в процессе разработки месторождения возможно снижать дебиты до некоторых значений без гидратообразования. Для определения пределов изменения допустимых дебитов скважин исследована зависимость температуры на устье от дебита скважины. Точки пересечения кривых гидратообразования на каждый год разработки и устьевой температуры определяют минимально возможные дебиты скважин, при которых исключается гидратообразование.
На рис. 6.9 дана кривая зависимости минимально до — пустимых дебитов в период разработки месторождения (кри — вая 1). Здесь же нанесена прямая 2, соответствующая выбранному проектному дебиту скважин. Вправо от точки А выше кривой 1 гидратообразование исключается, влево от
304
Рис. 6.9. Изменение
допустимого дебита скважин, при котором исключается гидратообразование в
процессе разработки
месторождения: 1 — линия допустимых дебитов; 2 — проектный дебит; 3, 4 — зоны гидра тов
1 23456789 t, годы
точки А дебиты выше проектных, поэтому будет гидрато — образование.
Таким образом, выбранный рабочий дебит проектной скважины обеспечивает безгидратный режим скважин только во второй и следующие годы разработки Губкинского месторождения; в первые два года необходимо, чтобы дебиты скважин были порядка 1 млн. м3/сут. Эти данные справедливы для условий нормальной эксплуатации скважин, т.е. без их остановок. Если учесть прогрев пород вокруг скважины в процессе эксплуатации, например взять коэффициент теплопередачи по формуле И.А. Парного [26], то можно убедиться, что с течением времени депрессия температур вдоль ствола скважины уменьшается (рис. 6.10), т.е. условия гидратообразования становятся менее жесткими. Следовательно, рассчитанные выше дебиты скважин имеют некоторый запас, связанный с недостоверностью исходной
Q9 тыс. м5/сут
305
информации.
В связи с сооружением газовых скважин в криолитозоне необходимо определить максимально возможные дебиты, при которых обеспечивается режим их "безгидратной" эксплуатации. При малых и очень больших дебитах скважины температура газа может стать ниже равновесной температуры гидратообразования. Таким образом, существует диапазон допустимых дебитов скважины, при которых не происходит гидратообразование.
Чтобы определить указанный диапазон, следует решить совместно уравнения для распределения температуры газа на устье скважин и гидратообразования [27]. Формулы для расчета теплового режима скважины имеют вид (6.111) и
(6.112).
В качестве контрольной точки выбираем устье скважины, т.е. будем предполагать, что режим "безгидратной" эксплуатации обеспечивается, если Ту > Ггидр, где Ггидр((?) — равновесная температура гидратообразования.
Температуру газа на устье скважины определим из уравнения (6.111), допустив, что X = Н, т.е. на глубине скважины:
где ру находят из уравнения (6.112) при X = Н.
Значение дебита, при котором Ту достигает максимума (0опт), можно определить из уравнения дТу/dQ = 0. Нетрудно убедиться, что дифференцирование обеих частей уравнения (6.113) по Q приводит к сложному трансцендентному уравнению, решение которого можно получить только графически или подбором.
Для наглядности целесообразно построить кривые Ту = =
f1(Q) и Тгидр = f2(Q) и найти точки их пересечения, а также
максимум функции f1(Q), т.е. оптимальное значение дебита,
при котором Ту достигает максимума.
С увеличением дебита теплообмен газа с породой возрастет. Температура газа на устье скважины также повышается до некоторой предельной величины. С дальнейшим ростом дебита потери напора увеличиваются
T = T + (T3 - Г )exp(-a зН ) - ГИ - mexp(Xp2y) х
(6.113)
306
настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля — Томсона превалирует над теплообменом и температура газа снижается. При значительных дебитах скважин необходимо учитывать дроссель — эффект.
Точность указанных расчетов в значительной степени зависит от достоверности принятых значений коэффициента теплопередачи и геотермического градиента. Для проведения прогнозных расчетов следует использовать значения К, по — лученные обработкой данных натурных исследований скважин.
6.9. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ
При испытании скважин ряда месторождений на приток наблюдалось образование гидратов не только в стволах скважин, но и непосредственно в призабойной зоне пласта.
Анализ результатов испытания газовых скважин Мессояхского месторождения показал, что нормальную работу скважин с устойчивым дебитом можно обеспечить лишь на тех режимах испытания, на которых призабойная температура газа (т.е. температура его сразу за пределами перфорированной части обсадной колонны) будет не ниже соответствующей данному режиму равновесной температуры гидратообразования. Вполне закономерно, что соблюдение этого условия явится также предпосылкой для длительной и устойчивой работы эксплуатируемой скважины без образования гидратов в призабойной зоне пласта, хотя при этом и не исключается ввод в скважину ингибитора для борьбы с гидратами в ее стволе.
