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.

? ???. 58 ????? ?????? ?????????????????? ????? ? ???????? ?? ?????? ? ??????? ??????? ???????????????? ?????? ?? ?????????? 2885?2898 ? 2915? 2923 ?. ????????? ???????? ?????? ???????????? ???????????? ?????2,5-???????? ????? ? ??????? 13,5 ????? ? ?? ??? ????? ?????? ????????? 22 ?? ? 4,5 ????. ????? ???????? ??????????? ?? ??????????????, ?????????? ????????? ?? ???. 1. ?? ??????? ?????: ???????? ? ???????????? ?? ???? ?????? ?????? ??????????? ? ?????????????????? (?????? ?????????????????????? ?? ??????? ???????? ???? ? ?????? ??????????? ??????????????????).

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

????????????.

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;

Г_a — градиент температуры для астатического равновесия, °С/см;

С_p — теплоемкость газа, ккал/кг-°С;

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--