Температурный режим газовых месторождений, скважин и газопроводов. Образование гидратов в скважинах - Основы добычи нефти и газа

Температурный режим пласта, скважин, промысловых и магистральных газопроводов является одной из важнейших характеристик, существенно влияющих на эксплуатацию этих объектов. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа влагой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают эксплуатацию, что может привести к прекращению подачи газа. Учет температурного режима работы скважин необходим также и в районах с высокой пластовой температурой, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

Распределение температуры по глубине залегания горных пород и в простаивающей скважине зависит от характерных температурных слоев, их толщины и изменений температуры по этим слоям (исключая районы залегания многолетнемерзлых пород). К этим слоям относятся:

    - суточный слой - глубина залегания lC = (1...2) м; характеризуется постоянной суточной температурой; - нейтральный слой - глубина залегания lН ? 19,1 lC; температура на глубине этого слоя приблизительно на 1 -2 °С выше среднегодовой температуры воздуха данного региона; - температура горных пород ниже нейтрального слоя увеличивается с глубиной

, (4.7)

Где tL - температура на глубине L, °С; tН - температура нейтрального слоя, °С; щ - геотермический градиент, °С/м.

Температура газа в пласте обычно близка к температуре пород, слагающих данный продуктивный горизонт. Следовательно, температура газа в долгое время простаивающей скважине практически не отличается от температуры окружающих пород и может быть определена по формуле (4.7). Изучение аномалии изменения геотермического градиента по термометрическим исследованиям скважин позволяет определять местоположение газовых и водяных горизонтов, высоту подъема цементного раствора (камня) за обсадной колонной и т. д.

Многолетняя мерзлота по вертикали подразделяется на несколько слоев.

    1 Слой сезонного оттаивания и промерзания, толщина которого доходит до 5 м и характеризуется изменением температур от плюсовых (среднелетних), до наиболее низких минусовых (среднезимних) температур. Данный слой из-за изменения фазового состояния отличается сезонными пучениями и осадками грунтов. 2 Слой годовых колебаний температур толщиной до 30м. Характерной особенностью этого слоя является максимальная (по сравнению с нижележащими породами) льдистость, постоянные отрицательные температуры в нижней части (минус 4-5°С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части (от 0°С до среднезимних). 3 Вечная мерзлота - по толщине составляет наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты. Температура пород данного слоя отрицательна, не зависит от сезонных колебаний температур на поверхности и повышается от кровли к подошве (обычно от минус 4-5 °С в верхней части до отрицательной, среднегодовой дневной поверхности на подошве).

В основании многомерзлой толщи при наличии минерализованных подмерзлотных вод обычно выделяется "морозная зона" с толщиной большей частью превышающей толщину многолетнемерзлых образований и температурой от 0° до минус 2 °С. Горизонты мерзлых пород могут встречаться и непосредственно среди многолетнемерзлой толщи при наличии в ней минерализованной воды.

Распределение температуры газа по стволу работающей скважины, если не проводятся замеры, можно определить расчетным путем по формуле

, (4.8)

Где tL - температура газа на глубине l, °С; tПл - пластовая температура на глубине середины интервала перфорации, °С; щ - средний геотермический градиент на участке от L до l, °С/м; ДtI - падение температуры газа в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля-Томсона, °С;

Б - коэффициент; DI - коэффициент Джоуля - Томсона, °С/МПа; pЗ и pУ - соответственно давление на забое и на устье работающей скважины, МПа; СР - теплоемкость газа, ккал/кг-°С; А - термический эквивалент работы (А = 1/427 ккал/кг-м).

. (4.9)

Здесь (pПл - pЗ) - пластовая депрессия работающей скважины, МПа; G - весовой расход газа, кгс/ч; ф - время работы скважины с начала ее эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; СП - объемная теплоемкость горных пород, ккал/м3; RК - радиус контура питания скважины, м; rC - радиус скважины, м.

Значения б можно определить из уравнения

, (4.10)

Где лП - теплопроводность горных пород, ккал/м-ч-°С; f (ф) - безразмерная функция времени,

. (4.11)

Для определения устьевой температуры газа в эксплуатирующейся скважине при наличии слоя многолетней мерзлоты можно воспользоваться уравнением

, (4.12)

Где lМ - глубина слоя многолетней мерзлоты, м; t0 - температура газа при входе в зону многолетней мерзлоты, °С (tНс - определяется при l = lМ).

Значения бМ определяется по уравнению (3.10), в котором теплопроводность мерзлых грунтов лП находится по специальному графику.

Температуру на устье скважины с учетом дросселирования газа можно определить также по формуле

, (4.13)

Где

; (4.14)

К - коэффициент теплопередачи, ккал/ч-м2-°С; D - диаметр подъемника, м; Q - расход газа, тыс. м3/сут.

Определение температурного режима газовых скважин имеет особое значение в том случае, если возможно образование жидкой и твердой фаз в газе, например при образовании гидратов, выделении воды или конденсата, а также растеплении многолетнемерзлых пород. При движении газа по газопроводам понижение его температуры происходит в результате теплообмена газа с окружающей средой и его дросселирования.

Изменение температуры по длине газопровода (шлейфа, коллектора) определяется по формуле В. Г. Шухова

, (4.15)

Где tX - температура газа в газопроводе на расстоянии х от начального пункта измерения

Температуры, °С; tГр - температура грунта на глубине заложения газопровода, °С; t0 - температура газа в начальном пункте, °С.

Показатель степени ц определяется по формуле (3.14), в которой принимаются следующие значения коэффициента теплопередачи: К = 1,0 для сухого песка; К = 1,25 для сыроватой глины и К = 3,0 для сырого песка. Температура газа вдоль газопровода с учетом дросселирования газа

, (4.16)

Где tГр - температура грунта на глубине заложения газопровода; t0 - температура в начале газопровода; L - длина газопровода; p1 - давление на конце газопровода.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос имеет в связи с добычей газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.

Гидраты природных газов представляют собой физико-химическое соединение воды с углеводородами. По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях кристаллической решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют "твердыми растворами внедрения", а иногда "соединениями включения".

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами. Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по вышеприведенным в данном разделе зависимостям.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается (рис.25). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов. Это хорошо видно из рис. 26. Давление на устье p, температура газа на устье T и равновесная температура образования гидратов изменяются в зависимости от дебита скважины.

изменение температуры по стволу скважины

Рис.25. Изменение температуры По стволу скважины: дебит, тыс. м3/сут: 1 -700; 2 -300; 3 - 100; 4 - 10; линия 5 - геотермический градиент; линии 6 -8 - равновесные температуры образования гидратов соответственно во второй, шестой и десятый год разработки.

Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн. м3/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный запас температуры, равен приблизительно 3 млн. м3/сут. Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины q

Рис.26. Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины Q: 1 - давление на устье; 2 - температура на устье; 3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры (линия 2 рис.26). В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов. Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля -- Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин (рис.27). Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по уменьшению дебита газа.

график определения места образования гидратов в скважинах

Рис.27. График определения места образования гидратов в скважинах: дебит, тыс. м3/сут: 1 - 20; 2 - 30. Линии: 3 - геотермического градиента; 4 - равновесной температуры образования гидратов.

Образование гидратов в стволе можно предупредить различными способами - ввод ингибиторов на забой, теплоизоляция фонтанных или обсадных колонн, повышение температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самым распространенным способом является подача антигидратных ингибиторов в поток газа.

Похожие статьи




Температурный режим газовых месторождений, скважин и газопроводов. Образование гидратов в скважинах - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая