Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидра

УДК 622.279

На правах рукописи

Немыкин Евгений Викторович

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ

В ГИДРАТООБРАЗУЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2010

Работа выполнена в Когалымском научно-исследовательском и проектном институте нефти (КогалымНИПИнефть)

Научный руководитель

− доктор технических наук

Минигазимов Наил Султанович

Официальные оппоненты:

− доктор технических наук, профессор

Хафизов Айрат Римович

− кандидат физ.-мат. наук, доцент

Мусакаев Наиль Габсалямович

Ведущее предприятие

− ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 19 августа 2010 г. в 1030 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 июля 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Сырьевая база газовой промышленности России сосредоточена в основном в районах Крайнего Севера. Добыча природного газа на крупнейших газовых месторождениях, расположенных в этих районах, осложнена образованием гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах создают условия для образования кристаллов гидратов и их отложения на стенках подъемных труб.

Осложнения, связанные с гидратообразованием, имеют место также в установках низкотемпературной сепарации (НТС). Резкое охлаждение газа приводит к образованию и отложению гидратов в емкостях ступеней сепарации, теплообменных аппаратах и системах контроля и регулирования процессом. Перекрытие проходных сечений оборудования приводит к срыву работы установок и сложным авариям.

Основным мероприятием по предупреждению гидратообразования является предварительное дозирование раствора метанола или диэтиленгликоля в систему сбора газа или затрубное пространство скважин в количествах, необходимых для предотвращения гидратообразования.

Для валанжинских и сеноманских залежей газа Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) известны расчетные формулы для определения равновесных параметров гидратообразования в шлейфах, низкотемпературных сепараторах и других технологических участках комплексной подготовки газа.

Возможность замера и контроля давления и температуры газа в различных точках его сбора и подготовки позволяет определять по равновесным параметрам вероятность гидратообразования и предпринимать соответствующие меры по его предупреждению.

Для скважинных условий необходимо осуществлять прогноз распределения температуры и давления по глубине насосно-компрессорных труб (НКТ) для определения гидратоопасного участка. Особенно это важно при снижении дебита скважины и охлаждении газа в зоне залегания многолетнемерзлых горных пород. Известные в литературе формулы для расчета гидро- и термодинамических перепадов в НКТ для скважин газоконденсатных месторождений дают существенную погрешность из-за сложности определения теплофизических параметров горных пород и наличия в восходящем потоке газа диспергированной жидкой фазы – конденсата и воды. Поэтому получение простых и достаточно точных моделей для расчета таких параметров для конкретных регионов является актуальной задачей сегодняшнего дня.

Целью настоящей работы являются получение эмпирических зависимостей для расчета давления и температуры по стволу гидратообразующих скважин с газоконденсатными смесями и определение гидродинамических условий уноса жидкой фазы с забоя скважин.

Основные задачи работы

1. Анализ условий эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения и основных видов осложнений, связанных с образованием гидратов в процессе добычи газа.

2. Экспериментальные исследования температурного режима работы газовых скважин, включая геотермический градиент температуры при наличии многолетнемерзлых горных пород, перепад пластовой и забойной температур, а также термодинамический перепад по глубине работающей скважины.

3. Экспериментальное исследование гидродинамического перепада давления газа по глубине колонны подъемных труб с учетом присутствия в восходящем потоке аэрозольных частиц газового конденсата и разработка графоаналитического метода определения глубины возможного гидратообразования в скважине.

4. Изучение статистической связи между дебитами газа и газового конденсата в скважинах с различными диаметрами подъемных труб, а также условий уноса капельной жидкости с забоя скважины и определение минимальной скорости газа, при которой происходит унос жидкости.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлено с помощью глубинных измерений в скважинах, выполненных стандартными геофизическими методами и приборами, а также применением статистических методов обработки опытных данных.

Научная новизна

1. Установлена статистическая связь изменения температуры газа на забое скважины с депрессией на пласт и дебитом газа скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения и экспериментально уточнено значение геотермического градиента температуры по Уренгойскому месторождению, соответствующее величине 0,03097 °С/м на глубинах ниже 50 м.

2. Получены эмпирические формулы для расчета температуры газа по стволу скважины в зависимости от дебита для различных диаметров колонны подъемных труб, а также гидродинамического перепада давления в подъемных трубах в зависимости от дебитов газа и выносимого конденсата для различных диаметров труб. Установлено снижение гидродинамического давления в трубах при наличии аэрозольного конденсата, обусловленное снижением масштаба вихрей в турбулентном потоке газа.

3. Установлено существование в нижних участках НКТ, а также ниже башмака НКТ псевдоожиженного столба с увеличивающейся плотностью (140…510 кг/м3), имеющего границу с жидкостью плотностью 720…810 кг/м3. Показано, что высота псевдоожиженного столба пропорциональна дебиту скважины по газу.

На защиту выносятся результаты экспериментальных исследований термобарических условий движения газоконденсатных смесей в подъемных трубах гидратообразующих скважин и способ определения глубины гидратообразования, а также уноса капельной жидкости с забоя восходящим потоком газа.

Практическая ценность результатов работы

1. Выполнен анализ и показаны основные осложнения в эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения, связанные с образованием газовых гидратов в скважинах, системах сбора и низкотемпературной сепарации. Установлено, что эксплуатация скважины может происходить как в гидратном, так и в безгидратном режимах в зависимости от степени снижения дебита при накоплении жидкости на забое, противодавления на устье и других факторов.

2. Предложен графоаналитический метод определения глубины возможного гидратообразования в скважине на базе полученных зависимостей для расчета термобарических параметров газа в подъемных трубах и равновесных параметров гидратообразования.

3. Выявлена статистическая связь между дебитами газа и газового конденсата для различных диаметров НКТ, а также установлены минимальные скорости уноса капельной жидкости газовым потоком, соответствующие значениям 3,9 и 5,6 м/с для диаметров НКТ 89 и 101,6 мм.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

— 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.);

— всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г. Уфа, 2007 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в т.ч. одна монография, 8 статей, из которых 2 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 78 наименований. Она содержит 128 страниц машинописного текста, 22 таблицы, 33 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы её цель и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность выполненных исследований.

В первой главе выполнен краткий анализ условий добычи, сбора и подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского газоконденсатного месторождения. Валанжинские залежи, расположенные в интервале глубин 2564…3020 м, подразделены на четыре объекта разработки с общим фондом скважин 195 на 01.01.2008 г. Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами преимущественно диаметрами 89 и 101,6 мм.

Диапазоны изменения дебитов газа составляют 80…450 тыс. м3/сут, конденсата 8…50 т/сут. Вместе с конденсатом добывается пластовая вода в количествах до 2…3 т/сут в условиях отсутствия межпластовых перетоков и нарушения герметичности колонны.

Подготовка газа к транспорту осуществляется на четырех установках комплексной подготовки газа, наиболее крупной из которых является УКПГ-1АВ. Основу технологии осушки газа составляет низкотемпературная сепарация, позволяющая извлекать до 97 % углеводородов С5+. Плотность газа сепарации (товарного) при содержании С1 92,02 % об. составляет 0,7389 кг/м3, нестабильного конденсата – 575,5 кг/м3.

К основным осложнениям в эксплуатации УГКМ относятся образование кристаллов гидратов газа и их отложение в оборудовании и накопление жидкости на забоях скважин. Значительный объем исследований гидратообразования на газоконденсатных месторождениях выполнен Салиховым Ю.Б., Истоминым В.А., Ланчаковым Г.А., Гриценко А.И., Кульковым А.Н., Пономаревым А.И., Квоном В.Г., Лакеевым В.П., Сулеймановым Р.С., Бурмистровым А.Г., Дудовым А.Н., Ставицким В.А., Мусакаевым М.Г., Хафизовым А.Р., Фроловой Л.Н., Макогоном Ю.Ф. и др. Ими достаточно полно решены проблемы расчетов равновесных параметров гидратообразования и применения ингибиторов. Гидратообразование может происходить в верхних участках стволов скважин, шлейфах и установках низкотемпературной сепарации. В ряде случаев гидраты могут полностью перекрыть сечение подъемных труб скважин и прекратить добычу газа. Количество гидратообразующих скважин в разное время составляло 5…8 % от общего фонда.

Для предупреждения гидратообразования в расчетных количествах во все опасные участки, в т.ч. в скважины, осуществляется централизованная подача летучего ингибитора (метанола).

При нарушениях герметичности эксплуатационной колонны и возникновениях перетоков в скважину может поступать пластовая вода. Поступление воды также может быть связано с выработкой залежи и изменением положения газоводяного контакта. Накопление пластовой воды с конденсатом на забое скважины при низких дебитах газа сопровождается «самозадавливанием» скважины и дальнейшим снижением скорости восходящего потока газа. Охлаждение газа в стволе скважины приводит к гидратообразованию в трубах и к прекращению поступления газа.

Для расчета равновесных параметров гидратообразования и необходимого количества ингибиторов различными авторами предложен ряд методик, отличающихся сложностью статистико-термодинамических моделей.

Наиболее простой, обладающей достаточной точностью является методика В.А. Истомина, Ю.Б. Салихова и др., предложенная и апробированная для Уренгойского месторождения. В этой методике используется принцип термодинамического подобия. Располагая равновесными параметрами чистых газов и составом природного газа по гидратообразующим компонентам, давление гидратообразования смеси Рсм при любой температуре определяется на основе экспериментальных данных, полученных для двух (реперных) конкретных значений температур (273,15 К и 283,15 К). Для разных участков системы сбора и подготовки газа равновесные параметры гидратообразования заметно отличаются по своим значениям.

Для шлейфов валанжинских залежей УКПГ-1АВ, наиболее близких по условиям гидратообразования в скважинах, ВНИИГАЗом получено соотношение для расчета равновесных параметров в виде

Тг = 7,7 EMBED Equation.3 Р + 276,65, (1)

где Тг и Р – соответственно температура (К) и давление (МПа) газа.

В этой же главе диссертации приводятся известные формулы для расчета температуры и давления в подъемных трубах газовых скважин. Показано, что расчеты носят сложный характер и требуют точного знания теплофизических параметров горных пород. Особый вопрос возникает в связи с влиянием на температуру в стволе срока эксплуатации скважины. Поэтому для практических расчетов целесообразно располагать упрощенными моделями, полученными экспериментальным путем.

Во второй главе диссертации приведены характерные особенности эксплуатации гидратообразующего фонда скважин и результаты геофизических исследований скважин № 1588 и № 1589.

Выполнен анализ режимов эксплуатации фонда скважин УКПГ-1АВ, на которых наблюдалось гидратообразование. Показано отсутствие определенного перечня скважин такого фонда, поскольку изменения условий эксплуатации (повышение давления газа на устье или снижение дебита из-за накопления жидкости на забое) могут привести к гидратообразованию, даже если в обычном (стационарном) режиме работы скважины оно отсутствовало.

Статистический анализ температуры газа на устье скважин показал преимущественное образование гидратов при температуре менее 27 °С. В интервале температур на устье 27…37 °С существует смешанная область гидратного и безгидратного режимов. При более высоких температурах скважины эксплуатируются в безгидратном режиме.

В целях оценки состояния продукции по стволу скважин, давления, дебита и температуры, присутствия жидкости на забое и положения газоводяного контакта в скважинах гидратообразующего фонда был выполнен анализ результатов геофизических исследований скважин № 1588 и № 1589, проведенных ОАО «Газпромгеофизика» и ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой». Основные выводы анализа сводятся к следующему.

1. В обе скважины поступало достаточно большое количество воды из-за межпластовых перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн (соответственно 27,22 и 16,00 м3/сут) несмотря на несущественные изменения текущего положения газоводяного контакта.

2. В нижних участках НКТ и ниже башмаков труб плотность газа существенно возрастает. Ниже этих участков газ с высоким содержанием капельной жидкости переходит в сплошную жидкую фазу. В таблицах 1 и 2 показано распределение плотности среды в стволе скважин.

Таблица 1 – Распределение плотности по глубине скв. № 1588

Интервал, м

Плотность, кг/м3

3,0 … 2007,8

63 … 95

2007,8 … 2057,0

240 … 340

2057,0 … 2096,8

380 … 510

2096,8 … 2100,8

720 … 810

Таблица 2 – Распределение плотности по глубине скв. № 1589

Интервал, м

Плотность, кг/м3

1750,0 … 1953,8

140

1953,8 … 1996,4

280

1996,4 … 2013,8

830

3. Уровни жидкости в скважинах отмечаются соответственно на глубинах 2096,8 и 2013,8 м. В скв. № 1589 отмечается барботаж газа залежи ПК-21 через столб жидкости в интервале перфорации 1970…1996 м.

4. Поступление воды из нижележащих интервалов и ее накопление на забое скважин приводили к снижению дебитов, образованию в шлейфах жидкостных пробок и повышению давления на устье.

Общая высота газожидкостной смеси повышенной плотности в скв. № 1589 составила 240 м (200 м в НКТ, 40 м – между башмаком НКТ и уровнем жидкости на забое). Общая высота смеси в скв. № 1588 составила 89 м (80 м в НКТ и 9 м между башмаком НКТ и уровнем жидкости). При этом дебит газа по скв. № 1589 составил 246,4 тыс. м3/сут, а по скв. № 1588 – 130 тыс. м3/сут.

Таким образом, установлено, что высота газированного столба жидкости (псевдоожиженного слоя) на забое возрастает с увеличением дебита газа скважины.

В третьей главе диссертации приведены результаты исследований температурного режима работы скважин газоконденсатного месторождения и гидродинамического перепада давления в подъемных трубах.

По данным замеров температуры по глубине пьезометрических и наблюдательных скважин УКПГ-1АВ показано, что на глубинах более 50 м геотермический градиент составляет 0,03097 °С/м.

В работающей скважине при поступлении газа на забой происходит снижение температуры согласно эффекту Джоуля-Томсона. Для расчета снижения температуры требуются проведение громоздких вычислений и знание теплофизических параметров горных пород. Кроме того, в расчетную формулу входит суммарное время работы скважины, что при длительных периодах эксплуатации может привести к существенной погрешности. Поэтому автором выполнены анализ данных экспериментального замера температуры газа на забоях скважин и сопоставление с пластовыми значениями. На рисунке 1 показана связь снижения температуры ∆t с комплексом ∆Р EMBED Equation.3 Qг (∆Р – депрессия на пласт, МПа; Qг – дебит газа, тыс. м3/сут).

Зависимость, представленная на рисунке 1, описывается эмпирической формулой (R2 = 0,62):

EMBED Equation.3 = 0,29(Рпл – Рзаб) EMBED Equation.3 , °С. (2)

Рисунок 1 – График зависимости величины EMBED Equation.3 от комплекса EMBED Equation.3

Распределение температуры газа по глубине подъемных труб определялось по замерам через каждые 500 м. На рисунке 2 в качестве иллюстрации приведено распределение температуры в скв. № 1392. На графике показаны глубина расположения башмака НКТ (Lнкт), глубины верхнего и нижнего отметок перфорации.

SHAPE \* MERGEFORMAT

Рисунок 2 – Кривые изменения температуры газа в НКТ (∅ 101,6 мм) в скв. № 1392

Для расчета температуры газа в подъемных трубах диаметрами 89 и 101,6 мм получены экспериментальные формулы:

Т = Тзаб – [Тзаб + 0,0183·L exp (– 0,0013 Qг)] ·exp EMBED Equation.3 , (3)

Т = Тзаб – [Тзаб + 0,0147·L exp(– 0,0007 Qг)] ·exp EMBED Equation.3 , (4)

где EMBED Equation.3 – текущая глубина, L – глубина башмака НКТ, Тзаб – температура на забое.

Расчеты, проведенные по формулам (3) и (4) для определения Ту при EMBED Equation.3 = 0, показали, что ошибки в расчетах не превышают ± 1,5 °С. Исключение составили скв. №№ 1323, 1325, 1576 и 1311, в которых условия добычи газа, очевидно, в значительной мере отличаются от обычных, или же это связано с ошибками измерений.

На рисунке 2 показаны экспериментальные значения температуры и расчетные величины, полученные по формуле (4).

На рисунке 3 показано изменение давления по глубине НКТ по ряду исследованных скважин. Видно, что давление в трубах изменяется практически по линейному закону. Анализ опытных данных показал существенное влияние на гидродинамический перепад давления присутствия дисперсной фазы конденсата в потоке газа.

Формулы для расчета гидродинамического перепада давления для НКТ диаметрами 89 и 101,6 мм имеют вид (R2 = 0,86 и R2 = 0,36):

EMBED Equation.3 = 0,07 ехр (– 0,0865 Qк) Q EMBED Equation.3 ,(5)

EMBED Equation.3 = 0,039 ехр (– 0,0228 Qк) Q EMBED Equation.3 ,(6)

где Qг, Qк – дебиты соответственно газа сепарации (тыс. м3/сут) и конденсата (т/сут).

Рисунок 3 – Изменение давления газа по глубине НКТ скважин УКПГ-1АВ

Снижение сопротивлений в трубах произошло за счет уменьшения турбулизации потока газа в присутствии мелкодиспергированных частиц капельной жидкости. При этом влияние на сопротивления шероховатости самих труб в (5) и (6) не отражено, т.к. сортамент труб НКТ и качество поверхности металла в пределах УКПГ-1АВ для всех скважин предполагаются одинаковыми.

Присутствие жидких или пылевидных частиц в потоке газа снижает гидравлические сопротивления в трубах. Взвешенные капли или частицы твердых веществ уменьшают масштабы вихрей, сравнимые с масштабом самого потока.

Формулы (5) и (6) позволяют рассчитать давление в любой точке колонны труб в скважинах валанжинской залежи при известных значениях забойного давления, дебитов газа и конденсата для труб диаметрами 89 и 101,6 мм.

В некоторых скважинах при расположении башмака НКТ на глубинах нижних перфорированных дыр в нижней точке колонны происходит резкое увеличение давления. Причиной такого роста является присутствие в нижних участках НКТ псевдоожиженного слоя с увеличенным содержанием конденсата в газе. При нормальной эксплуатации на забое скважины скапливается столб конденсата, уровень которого располагается непосредственно у башмака или ниже. Газ, барботируя через столб конденсата, снизу поступает в башмак. В случае нижнего расположения башмака газ, поступающий к башмаку, вынужден отжимать уровень конденсата к башмаку и далее прорываться в НКТ.

Учитывая достаточно сложное выражение для расчета температурного режима движения газа в подъемнике, наиболее удобным методом определения глубины начала гидратообразования является графоаналитический.

Строится кривая изменения равновесной температуры по глубине подъемника, на которую накладывается график фактической температуры, рассчитанной по формуле (3) или (4) для данной скважины с заданными значениями Тпл, L, Qг, Qк.

По температурным кривым определяется глубина возможного гидратообразования в стволе скважины.

Для расчета температуры начала гидратообразования возможно использование полученных ВНИИГАЗом формул для шлейфов скважин, поскольку условия гидратообразования по содержанию влаги, конденсата, составу газа для скважин и шлейфов практически не изменяются. В частности, для скважин УКПГ-1АВ целесообразно пользоваться формулой (1).

На рисунке 4 представлена разработанная схема графического определения глубины возможного гидратообразования в скв. № 1311. Линии 1 и 2 показывают фактические значения температуры и давления газа на различных глубинах скважины. Линия 3 построена по формуле (1) по фактическим значениям температуры на различных глубинах скважины. Пересечение линий 2 и 3 показывает глубину, на которой уже возможно гидратообразование (600 м). Ниже глубины 600 м гидратообразование отсутствует, выше этой глубины могут образовываться кристаллы гидратов.

Отсутствие пересечения линий 2 и 3 в скважинах будет свидетельствовать об отсутствии гидратообразования.

Четвертая глава посвящена исследованию выноса конденсата с забоя газовых скважин.

Для обеспечения нормальной работы скважины без «самозадавливания» уровень жидкости должен, очевидно, располагаться ниже интервала перфорации скважины. При «самозадавливании» этот уровень повышается, подходит к башмаку НКТ и заполняет какую-либо нижнюю часть НКТ. Повышение гидростатического давления на забойном участке постепенно прекращает приток газа в скважину из-за снижения депрессии на пласт.

1, 2 – линии фактических значений температуры и давления;

3 – равновесная кривая гидратообразования

Рисунок 4 – Схема определения глубины гидратообразования в скв. № 1311

Барботирующий через слой жидкости с высокой скоростью газ поднимает ее, образуя полидисперсную систему капель с большим спектром диаметров. Крупные капли жидкости либо оседают в восходящем потоке газа, либо, попадая на поверхность труб, стекают вниз в виде пленки. Поток восходящего газа срывает с этой пленки часть жидкости в виде мелких капель. Общая масса мелких капель жидкости уносится газовым потоком и попадает в систему сбора и подготовки газа.

Таким образом, устанавливается равновесие: часть жидкости совершает круговорот, а некоторая часть в виде мелких капель уносится потоком. В общем случае предупреждение «самозадавливания» обеспечивается уносом мелкой фракции капель.

Согласно исследованиям Г. Уоллиса, минимальная скорость движения газа, при которой уже происходит унос капель жидкости, составляет 4,8 м/с. Согласно данным других исследователей, эта скорость составляет 5…10 м/с.

В этой же главе теоретически показано, что унос стекающей по внутренней поверхности НКТ пленки конденсата потоком восходящего газа за счет касательных напряжений на границе фаз не возможен.

С ростом скорости газовой фазы в падающей пленке происходят возмущения. Сила тяжести жидкости сдерживает развитие волновой активности. Постепенно с ростом скорости на поверхности пленки возникает рябь, переходящая в скатывающиеся волны. Динамические силы потока газа начинают превышать силы сопротивления, и с гребней волн срываются капли жидкости в газовый поток. Перед уносом капель на гребнях волн появляются «белые барашки», бегущие по поверхности пленки. При уносе капель толщина падающей пленки уменьшается.

Таким образом, основная масса конденсата выносится из скважины в виде мелкодиспергированных капель, часть которых образуется в результате их отрыва от верхушек волн падающей пленки, а другая часть – в результате образования взвешенного газоконденсатного слоя на границе «газ – жидкость».

Автором проведено определение минимальных скоростей уноса капель жидкости с забойного участка скважины. Определение базировалось на анализе связи дебитов газа и конденсата, выносимого вместе с газом из скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами диаметрами 89 и 101,6 мм.

Для анализа влияния дебита газа на количество выносимого конденсата для двух диаметров НКТ – 89 и 101,6 мм – была построена статистическая зависимость в координатах Qг – Qконд. (рисунки 5 и 6). Полученные зависимости показали высокую степень корреляции между исследуемыми величинами.

Зависимости количества выносимого конденсата от дебита газа для труб диаметрами 89 и 101,6 мм без хвостовиков описываются формулами (R2 = 0,95 и R2 = 0,92):

Qконд = 0,063 Qг – 0,131, т/сут,(7)

Qконд = 0,153 Qг – 0,60, т/сут.(8)

Выражения (7) и (8) пригодны для практических расчетов количества конденсата, выносимого газом из скважины. Формулы (7) и (8) свидетельствуют о том, что при некотором расходе (скорости) газа в трубах расход жидкости в трубах отсутствует, т.е. поток газа еще не в состоянии осуществить унос мелкодисперсной фракции жидкой фазы.

SHAPE \* MERGEFORMAT

1 – без хвостовика; 2 – с хвостовиком 73 мм

Рисунок 5 – Графики зависимости количества выносимого конденсата от дебита газа для скважинс НКТ диаметром 89 мм

SHAPE \* MERGEFORMAT

1 – без хвостовика; 2 – с хвостовиком 89 мм

Рисунок 6 – Графики зависимости количества выносимого конденсата от дебита газа для скважин

с НКТ диаметром 101,6 мм

Согласно построенным графикам, минимальные скорости газового потока в насосно-компрессорных трубах диаметрами 89 и 101,6 мм, при которых начинается унос капель жидкости, составляют соответственно 3,9 и 5,6 м/с.

Согласно полученным значениям можно определить средний размер капель, уносимых потоком газа. К примеру, для насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм диаметр капель составляет около 10-3 м.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Показано, что наибольшие осложнения в эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения связаны с образованием кристаллов газовых гидратов в скважинах, шлейфах и оборудовании установок низкотемпературной сепарации. Гидратообразование в скважинах может явиться следствием повышения давления газа в шлейфах или накопления жидкости на забое из-за негерметичности колонн и межпластовых перетоков, приводящих к снижению дебита, охлаждению и повышению давления газа в подъемных трубах.

2. Установлено, что для фонда скважин УКПГ-1АВ в интервале температур газа на устье менее 27 °С существует большая вероятность образования гидратов в НКТ. В интервале температур 27…37 °С имеет место смешанная область, а при температурах выше 37 °С – безгидратный режим работы скважин.

3. Геофизическими исследованиями гидратообразующих скважин установлено поступление пластовых вод на забой с дебитами до 27 т/сут, ликвидируемое установкой цементных мостов. В нижних участках НКТ и ниже башмака колонны труб установлено существование конденсатосодержащего газа повышенной плотности (140…550 кг/м3), представляющего собой псевдоожиженный слой, образуемый барботирующим газом. Высота слоя пропорциональна дебиту газа и достигает 240 м и более.

23

4. Экспериментально уточнен геотермический градиент для Уренгойского месторождения, соответствующий 0,03097 °С/м на глубинах более 50 м. Получена эмпирическая зависимость для расчета перепада пластовой и забойной температур газа в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона. Показана связь температуры газа на устье скважин с их дебитом.

5. Получена эмпирическая формула для расчета температуры газа по глубине насосно-компрессорных труб диаметрами 89 и 101,6 мм в зависимости от дебита скважины и температуры на забое. Для расчета гидродинамического перепада давления в НКТ получены эмпирические формулы, учитывающие наличие в газе частиц конденсата. Показано снижение гидравлических сопротивлений в трубах с ростом содержания конденсата в газе, обусловленное гашением турбулентных пульсаций в потоке.

6. Выявлены статистические связи между дебитами газа и газового конденсата для НКТ диаметрами 89 и 101,6 мм в скважинах Уренгойского ГКМ. Установлены минимальные скорости уноса жидкой фазы газом с забоя в НКТ диаметрами 89 и 101,6 мм, соответствующие 3,9 и 5,6 м/с. Предложен графоаналитический метод определения глубины возможного образования кристаллов гидратов при известных равновесных параметрах гидратообразования.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Немыкин Е.В. Термобарические условия движения газа в скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения. – М.: Недра, 2009. – 124 с.

2. Немыкин Е.В. Исследование гидродинамического перепада давления в подъемных трубах скважин газоконденсатного месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 1. – С. 32-35.

3. Немыкин Е.В. Расчет температурного градиента в подъемных трубах скважин газоконденсатного месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 7. – С. 24-26.

4. Немыкин Е.В. Зависимость устьевой температуры газа от дебита в скважинах Уренгойского месторождения // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Уфа: Изд-во «Монография», 2006. – С. 23-24.

5. Ходжаев В.В., Немыкин Е.В., Карамышев В.Г. Исследование способов борьбы с осложнениями при добыче газа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2006. – Вып. 66. – С. 35-38.

6. Ходжаев В.В., Немыкин Е.В., Карамышев В.Г. Опыт эксплуатации скважин Уренгойского месторождения // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2006. – Вып. 66. – С. 62-65.

7. Ходжаев В.В., Немыкин Е.В., Карамышев В.Г. Техническое средство для снижения утечек и потерь газа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2006. – Вып. 66. – С. 316-319.

8. Леонтьев С.А., Немыкин Е.В., Минигазимов Н.С. Определение минимальной скорости уноса капель конденсата в газовых скважинах // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Уфа: Изд-во «Монография», 2006. – Доп. Т. 2. – С. 12-14.

9. Леонтьев С.А., Немыкин Е.В., Минигазимов Н.С. Методика определения глубины возможного гидратообразования в газовых скважинах // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Уфа: Изд-во «Монография», 2006. – Доп. Т. 2. – С. 14-15.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 07.07.2010 г. Бумага писчая.

Заказ № 270. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

PAGE

PAGE 24

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

0

20

40

60

80

100

120



Страницы: 1 | 2 | Весь текст