16 Гидратообразование, предупреждение гидратообразований

В пластовых условиях в газе газовых месторождений содержатся пары воды, в газе газоконденсатных месторождений пары конденсата и влаги, а также различные твердые примеси ( песок, окалина, кристаллы солей).

Наличие воды в природном газе приводит к усиленной коррозии обрудования и образованию гидратов и льда, что может привести к гидратным и ледяным пробкам в трубопроводах и арматуре. Для осушения и очистки газов устанавливают газосепараторы (гравитационные и циклонные).

Гидратами углеводородных газов называютя кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную структуру.

Свойства гидратов позволяют рассматривать их как твердые растворы.

Возникновение гидрата обусловлено определенным давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Состав газа определяет условия образования гидратов. Из входящих в состав нефтяных газов и нефтяных компонентов гидраты образуют азот, сероводород, углекислый газ, водород и углеводороды С₁ –С₄.

В зависимости от условий образования внешне гидраты являются прозрачными кристаллами разнообразной формы: в турбулентном потоке- это масса спрессованного снега; в ламинарном – кристаллы, имеющие формы тетраэдра додекаэдра и гексаэдра.

Гидраты обладают высокой сорбционной способностью и поэтому покрываются пленкой из жидких, а иногда и твердых углеводородов. К последним относятся смолы, асфальтены, парафины, мехпримеси. Эти соединения значительно упрочняют гидраты и делают их более стойкими к разрушению, кроме того, они увеличивают их адгезионные свойства, т.е. способность к прилипанию к элементам оборудования и к друг к другу.

Насыщение газа парами воды –одно из условий гидратообразования.

Этот процесс происходит при воздействии на газовую смесь давления, температуры, минерализации воды.

Поскольку, в пластовых и скважинных условиях все указанные факторы меняются, значения влагосодержания газа также может изменяться. Для промысловой практики весьма важно знать интервал образования гидратов в скважине или трубопроводе для эффективной борьбы сними. Поэтому оценка значения влагосодержания по стволу скважины является одной из задач прогнозирования места гидратообразования.

Существуют номограммы по которым зная давление и температуру по стволу скважины, влагоемкость газа, содержание соли в растворе, плотность газа по воздуху и его молекулярную массу можно получить интервал гидратообразования.

Обычно все эти расчеты проводятся на основании исследования скважин, проводимых регулярно или специально. И анализ этих материалов показывает:

1. при снижении забойного давления температура жидкости на устье уменьшается за счет выделения газа

2. снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к некоторому увеличению устьевой температуры за счет большего нагрева газа в призабойной зоне пласта

3. увеличение обводненности ведет к росту устьевой температуры за счет большей теплоемкости воды, чем нефти

4. снижение забойного давления повышает вероятность гидратообразования

5. повышение обводненности снижает вероятность гидратообразования

6. снижение забойного давления ниже давления насыщения ведет к сокращению зоны возможного гидратообразования

7. изменение работы скважины, особенно при ее остановке вероятность образования гидратных пробок возрастает

Как происходит образование гидратов

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа ( метан, этан, пропан, бутаны) взаимодействуя с водой способны образовывать твердые кристаллические вещества , называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6-7 молекул воды, например: СН₄ –6Н₂О; С₂Н₆ –7Н₂О .

По внешнему виду гидраты напоминают снег и лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях ( нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду. Образование гидратов происходит при низкой температуре, повышенных давлениях и тесном контакте гидрообразующих компонентов газа с водой

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

А) предупреждение образования гидратов;

Б) ликвидация образовавшихся гидратов

Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньших затрат, чем ликвидация результатов любого осложнения. Это целиком относится и к гидратообразованию. В настоящее время разработаны и применяются химические и тепловые методы предупреждения гидратообразования.

Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси .

Ингибиторы подразделяются на два класса- неорганические и органические . к неорганическим относятся электролиты диссоциирующие в растворах на ионы. Наиболее активные ингибиторы соединения бора, бериллия и алюминия. Рекомендуются также нитраты, хорошо растворимые в воде ,а также хлориды этих элементов. Наибольшее распространение получил вследствие доступности, низкой стоимости, малой токсичности и высокой активности хлористый кальций в виде 30-35% раствора с плотностью 1286-1336 кг/м³, Т зам =55-20⁰С и Т кип = 110-114⁰С . недостатком хлористого кальция является способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно- активным. Поэтому при длительном хранении следует исключит его контакт с воздухом и применять антикоррозионные присадки.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах прменяют следующие методы:

А) устанавливают соответствующий режим эксплуатации скважины

Б) непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

В) применяют футерованные насосно компрессорные подъемные трубы;

Г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

Д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений

А) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью разложения ( частично) гидратов под влиянием тепла окружающих пород

Б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для ее разложения с последующей продувкой в атмосферу.

Кроме того, предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и обвязке скважины, а также на различных участках , в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа следующими методами , применимыми как самостоятельно так и комплексно:

А) обогревом отдельных узлов и участков

Б) вводом в поток антигидратных ингибиторов ( метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.)

В) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсатообразованию, конденсации влаги и образованию гидратов;

Г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа при помощи конденсатосборников и дренажных патрубков;

Д) регулярной продувкой газопроводов от мехпримесей, окалины, грязи и т.п. в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов

Исследование газовых скважин проводится с целью определения параметров пласта и установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего эксплуатацию скважин при оптимальных условиях без осложнений и аварий.

Первичные испытания проводят на разведочных и эксплуатационных скважинах после выхода их из бурения для определения максимально допустимого дебита, который можно получить при данных геологических условиях, оценки параметров пласта и назначения первоначального рабочего дебита. При испытании разведочных скважин необходимо отобрать пробы газа и воды для анализа и измерить с максимальной точностью пластовое давление и температуру.

Текущие испытания проводят для установления технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины. Проводят 1 раз в год или чаще в зависимости от условий работы пласта.

Контрольные испытания проводят для того, чтобы проверить качество текущих испытаний, определить параметры пласта для составления проекта разработки и в процессе анализа разработки месторождения.

Специальные испытания для выявления отдельных факторов, влияющих как на продуктивную характеристику, так и на условия эксплуатации скважин. К ним относятся испытания на газоконденсатность, на прорыв подошвенной воды, очищенность призабойной зоны и вынос примесей, испытания перед остановкой скважины на ремонт и при выходе из ремонта, при консервации и т.д.

При исследовании газовых скважин:

1. определяют зависимость дебита от депрессий и забойных давлений, поведение пласта при различных депрессиях

2. устанавливают зависимость дебита от размера штуцера

3. получают данные для составления рабочего уравнения притока газа к забою скважины и определяют различные параметры пласта ( проницаемость, пьезопроводность и т.д.)

4. устанавливают оптимальный дебит, соответствующий лучшим условиям работы пласта и эксплуатации скважины

5. определяют условия выноса частиц пароды и влаги при различных перепадах давлений.

При исследовании газоконденсатных скважин определяют физико-химические параметры газа конденсата, необходимые как для подсчета запасов, так и для составления проектов обустройства промысла и использования конденсата или его переработки

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Многофазный поток в газовой скважине

Чтобы понять, как проявляет себя жидкость в газовой скважине, необходимо знать, как жидкая и газовая фазы взаимодействуют между собой при течении в трубах.

Для многофазного потока в вертикальной трубе обычно различают четыре основных режима течения (рис. 1.1). Режим течения определяется скоростями газообразной и жидкой фаз, а также относительным количеством газа и жидкости в каждой конкретной точке потока.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1 Режимы вертикального многофазного течения

В любой момент работы скважины проявляется один или несколько указанных режимов.

Пузырьковый режим - труба почти полностью заполнена жидкостью. Свободный газ присутствует в виде маленьких пузырьков, поднимающихся в жидкости. Жидкость контактирует с поверхностью стенок, а пузырьки лишь уменьшают ее плотность.

Неточный режим - пузырьки газа расширяются и сливаются в более крупные пузырьки, а затем - в пробки. Жидкость все еще остается непрерывной фазой. Пленка жидкости вокруг пробки может стекать вниз. Как газ, так и жидкость существенно влияют на градиент давления.

Переходный четочно-кольцевой режим - поток изменяется с переходом от течения с непрерывной жидкой фазой к течению с непрерывной газовой фазой. Некоторое количество жидкости может переноситься в виде капелек в потоке газа. Хотя градиент давления определяется газом, влияние жидкости все еще остается существенным.

Режим кольцевой с туманом - газовая фаза непрерывная, и большая часть жидкости переносится газом в диспергированном виде. Хотя стенка трубы покрыта тонкой пленкой жидкости, градиент давления определяется главным образом потоком газа.

Рис. 1.2 Изменение режимов течения в газовой скважине со временем

В течение срока службы газовой скважины возможно возникновение некоторых или всех описанных выше режимов течения. На рис. 1.2 показана эволюция характера течения в типичной газовой скважине с начала эксплуатации до окончания срока службы. Предполагается, что низ лифтовой колонны не доходит до середины интервала перфорации и на этом участке пласт перекрыт обсадной колонной.

Первоначально скважина может иметь высокий дебит газа, так что в лифтовой колонне существует режим течения газа с диспергированными капельками жидкости. Однако в зоне между низом лифтовой колонны и серединой интервала перфорации режим течения может быть и пузырьковым, и переходным, и четочным. Со временем, в результате снижения дебита и уменьшения скорости движения газа, режимы течения от перфорационных отверстий до поверхности будут изменяться. По мере снижения дебита газа, дебит жидкости может увеличиваться. Режим течения газа с диспергированными капельками жидкости будет сохраняться до тех пор, пока условия не изменятся так, что начнет проявляться переходный режим. В это время работа скважины будет нестабильной в связи с переходом к четочному режиму по мере снижения скорости течения газа. Этот переход часто сопровождается заметным ускорением темпа падения добычи. Ближе к забою скважины режим течения может быть пузырьковым или четочным, даже если на поверхности наблюдается устойчивый поток газа с диспергированными капельками жидкости.

В конце концов, при дальнейшем уменьшении расхода газа не- установившийся четочный режим течения стабилизируется, обеспечивая при этом довольно устойчивый дебит. Это происходит, когда скорость газа слишком мала, чтобы выносить жидкость на поверхность, и он просто поднимается в виде пузырьков по неподвижному столбу жидкости.

Если не принимать никаких мер, производительность будет продолжать снижаться, пока скважина не заглохнет. Течение газа в скважине, в которой существуют условия для скопления жидкости, может сохраняться в течение длительного времени; газ будет подниматься сквозь жидкость, не вынося ее на поверхность [1].

1.2 Почему жидкость скапливается в скважине

Когда газ движется к поверхности, при достаточно высокой скорости он выносит на поверхность и жидкость. Высокая скорость газа обеспечивает режим течения, в котором жидкость находится в мелкодисперсном состоянии. Это приводит к низкой объемной доле жидкости в потоке в лифтовой или эксплуатационной колонне и малым потерям давления, вызываемым гравитационной составляющей течения.

По информации Междуштатной нефтегазовой координирующей комиссии (Interstate Oil and Gas Compact Commission), в 2000 г. средняя производительность каждой из 411 793 малодебитных нефтяных скважин в США составляла 2,16 брл/сут нефти, а 223 707 малодебитных газовых скважин - 15,4 тыс. фут³/сут газа, приведенного к стандартным условиям. Для малодебитных газовых скважин, работающих на пределе рентабельности, от оптимизации и сокращения объема скапливающейся жидкости может зависеть продолжение или прекращение эксплуатации. Скопление жидкости проявляется не только в малодебитных скважинах; в газовых скважинах с большим диаметром лифтовой колонны и (или) высоким устьевым давлением также может происходить скопление жидкости, даже при высоких дебитах.

Фонтанирование скважины с высокой скоростью течения газа может сопровождаться значительными потерями давления, вызванными трением; однако при высоких дебитах газа потери давления, вызываемые столбом жидкости в стволе скважины, относительно малы. Далее в настоящей книге эта тема будет рассмотрена более подробно.

Когда скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает падать, скорость движения жидкости, выносимой газом, снижается еще быстрее. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование в трубах жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое накапливается жидкость. Все это увеличивает долю жидкости в потоке при работе скважины. Увеличение объема жидкости в эксплуатационной колонне действующей скважины может уменьшить ее производительность либо полностью остановить добычу газа.

В немногих газовых скважинах добывается совершенно сухой газ. В определенных условиях жидкость может образовываться непосредственно в стволе газовой скважины. При снижении температуры и давления потока газа к поверхности из него могут конденсироваться как углеводороды (конденсат), так и вода. В некоторых случаях жидкость может попадать в ствол скважины в результате притока воды из подстилающего водоносного горизонта или других источников.

Большинство методов, используемых для удаления жидкости из газовых скважин, не зависят от источников поступления жидкости. Однако, если рассматриваемый метод изначально предназначен для решения проблем, вызываемых конденсацией, мы должны быть уверены в том, что именно конденсация является источником скопления жидкости. В противном случае проблема решена не будет [1,2].

1.3 Проблемы, вызываемые скоплением жидкости

Скопление жидкости может привести к хаотичному четочному режиму течения и снижению производительности скважины. Если жидкость непрерывно не удалять, скважина может заглохнуть или работать с дебитом ниже возможного.

Если скорость газа достаточно высокая, чтобы непрерывно выносить большую часть или всю жидкость, пластовое давление и дебит скважины будут находиться в режиме устойчивого равновесия. Скважина будет работать с дебитом, который можно рассчитать с помощью графической зависимости между забойным давлением и притоком в скважину.

Если скорость газа слишком мала, градиент давления в лифтовой колонне увеличивается из-за накопления жидкости, приводящего к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт темп притока газа в скважину снижается и может не обеспечить так называемой «критической скорости течения газа», необходимой для непрерывного удаления жидкости. В стволе скважины будет накапливаться больше жидкости, и повышение давления на забое приведет к снижению добычи газа или глушению скважины.

К концу срока эксплуатации скважины уровень жидкости может находиться выше перфорационных отверстий, и газ в виде пузырьков будет подниматься через ее толщу к поверхности. При этом добыча газа ведется с низким, но устойчивым дебитом, и жидкость до устья не доходит. Если анализировать работу скважины без учета ее предыстории, можно предположить, что это просто малодебитная газовая скважина, никакого скопления жидкости на забое не происходит.

Во всех газовых скважинах (независимо от их заканчивания на высоко- или малопроницаемые пласты), в продукции которых присутствует жидкость, по мере истощения залежи, в конце концов, будет происходить скопление жидкости. Если скорость газа мала, то это явление может наблюдаться даже в скважинах с очень высоким газожидкостным фактором и низким дебитом жидкости. Это состояние типично для газовых скважин, вскрывающих плотные малопроницаемые пласты, работающих с низким дебитом и характеризующихся низкой скоростью газа в лифтовой колонне. Некоторые скважины после закачивания могут обеспечивать значительный дебит газа по трубам большого диаметра, однако при этом в них существует столб жидкости с самого первого дня эксплуатации. Проблеме скопления жидкости и обсуждению производственных задач и решений посвящены работы Ли и Тайге, а также Либсона и Генри [1,2].

1.4 Методы удаления жидкости

Некоторые возможные методы удаления жидкости из газовых скважин, обсуждаемые в данной книге, приведены в представленном ниже переработанном и дополненном перечне. Они могут быть использованы как по отдельности, так и в комбинации друг с другом. Эти методы в той или иной мере учитывают статическое пластовое давление.

Каждый из приведенных методов обсуждается достаточно подробно. Перечень не претендует на 100%-ную полноту рассмотренных методов. Такие специальные методы, как использование насосов для закачки воды ниже пакера, чтобы газ мог двигаться по межтрубному пространству, описаны в главах, посвященных откачке жидкости с помощью штанговых насосов и ЭЦН. Углубленный анализ и подробное рассмотрение определенных экономических аспектов не проводятся.

Оптимальным считается метод, являющийся наиболее экономичным в течение самого длительного периода эксплуатации. Критерии выбора оптимального метода: успешное применение его на аналогичных месторождениях, наличие оборудования у поставщиков, надежность оборудования, необходимый для эксплуатации оборудования персонал, эффективность.

Пластовое давление >1500 psi (фунт/дюйм²)

¦ Оцените оптимальные параметры естественного потока в скважине.

¦ Используйте метод узлового анализа для оценки диаметра лифтовой колонны с учетом эффектов трения и будущего скопления жидкости.

¦ Рассмотрите возможность использования гибкой колонны насосно-компрессорных труб (койлтюбинга).

¦ Оцените устьевое трубное (или буферное) давление и определите его наименьшие значения для обеспечения максимальной добычи.

¦ Рассмотрите возможность подъема газа по межтрубному пространству или одновременно по межтрубному пространству и НКТ с целью уменьшения потерь давления на трение.

Пластовое давление между 500 и 1500 psi:

¦ Такие скважины со средним уровнем давления можно эксплуатировать по колонне НКТ или межтрубному пространству относительно малого поперечного сечения и при низких устьевых давлениях, чтобы поддерживать скорости течения выше «критического» уровня.

¦ Системы низкого давления.

¦ Плунжерный лифт

¦ Лифтовая колонна малого диаметра

¦ Снижение устьевого давления

¦ Регулярное свабирование с короткими периодами притока

¦ Продувка скважины газом (экологически неприемлема).

¦ Ввод ПАВ в твердом (сброс стержней через лифтовую колонну) или жидком виде (закачка через лифтовую или обсадную колонну).

¦ Увеличение пластового давления путем закачки воды.

Давление в пласте между 150 и 500 psi:

¦ Системы пониженного давления.

¦ Плунжерный лифт - может работать с насосно-компрессорными трубами большого диаметра.

¦ Насосно-компрессорные трубы небольшого диаметра.

¦ Снижение устьевого давления.

¦ Поверхностно-активные вещества.

¦ Сифонные трубы (обычно очень небольшого диаметра).

¦ Штанговые насосы с регулятором откачки.

¦ Периодический газлифт.

¦ Струйный скважинный насос или гидропоршневой насос.

¦ Свабирование.

¦ Закачка воды в пласт для поддержания давления.

Системы с очень низким давлением (пластовое давление <150 psi):

¦ Штанговые насосы.

¦ Плунжерный лифт, в отдельных случаях.

¦ Сифонные трубы.

¦ Снижение устьевого давления.

¦ Периодический газлифт; газлифт с камерой замещения.

¦ Струйный скважинный насос или гидропоршневой насос.

¦ Свабирование.

¦ Поверхностно-активные вещества.

¦ Закачка воды в пласт для поддержания давления [3].

1.5 Источник жидкости в газодобывающей скважине

Из многих газовых скважин добывают не только газ, но конденсат и воду. Если пластовое давление падает ниже точки росы, конденсат добывается вместе с газом в жидком виде; если пластовое давление находится выше точки росы, конденсат попадает в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и переходит в жидкое состояние в лифтовой колонне или сепараторе.

Может существовать несколько источников добываемой воды.

• Вода может поступать из водоносной зоны, находящейся выше или ниже продуктивного пласта.

• Если в пласте проявляется водонапорный режим, продвигающаяся по пласту вода, в конце концов, достигнет ствола скважины.

• Вода может попадать в ствол скважины из другой продуктивной зоны, которая находится на некотором расстоянии от данного газового пласта.

• Несвязанная пластовая вода может выноситься из пласта вместе с газом.

• Вода и (или) углеводороды могут поступать в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и конденсироваться в лифтовой колонне [2].