ОБРАЗОВАНИЕ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

ОБРАЗОВАНИЕ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Термобарические условия в нефтяной скважине зависят от таких факторов, как температура и давление в продуктивном пласте, продуктивная характеристика, дебит нефти и обводненность продукции, геотермический градиент, количество растворенного газа и его состав, конструкция скважины и коэффициенты теплопроводности и теплопередачи труб, цементного камня и пород в разрезе скважины и т.д. Из всех перечисленных факторов многие являются характерными для месторождения и остаются постоянными на весь период разработки. Изменяются дебиты скважины, обводненность продукции, пластовые и забойные давления. За счет прогрева пород вокруг ствола скважины несколько меняется коэффициент теплопередачи.

гидраты

На практике в процессе эксплуатации нефтяной залежи можно в известных пределах изменять только дебит скважины. При этом в конкретной системе пласт — скважина все остальные параметры устанавливаются автоматически, т.е. система имеет только одну степень свободы.

Дебиты конкретных скважин зависят от физических свойств пласта и его продуктивных характеристик, которые непостоянны для различных точек залежи и могут изменяться во времени.


В связи с этим в теоретических исследованиях, выполненных совместно с Гипровостокнефтью, при выборе вариантов расчетов приняты во внимание данные о средних дебитах скважин и технологические режимы уже эксплуатируемых скважин на рассматриваемых месторождениях.

Расчеты для каждого объекта выполнены при трех значениях забойных давлений, при трех-четырех обводненностях и пяти различных дебитах жидкости, что должно охватить все возможные режимы. При выборе режимов для расчета принималось, что пластовое давление в нефтяных залежах не будет снижаться ниже давления насыщения за весь рассматриваемый период разработки, но допускается возможность разгазирования нефти в призабойной зоне.

Способ определения зон в скважинах, работающих в гидратном режиме, рассмотрим на примере пласта Д-Ш Зайкинского месторождения.

1. Рассчитывают распределение давления и температуры в стволе скважины при всех выбранных режимах. В качестве примера результаты расчетов, выполненные для условий разработки пласта Д-Ш при дебите скважин 30 т/сут, объемной обводненности добываемой жидкости 0, 10, 20 %, приведены в табл. 8.5.

 

Таблица 8.5

Результаты расчетов распределения давления по стволу скважины с дебитом 30 т/сут для пласта Д-Ш Зайкинского месторождения при различных значениях обводненности жидкости

Обводненность продукции,

% (по объему)

0

10

20

Глубина, м

Давление, МПа

Температура, К

Глубина, м

Давление, МПа

Температура, К

Глубина, м

Давление, МПа

Температура, К

4360,00

28,00

368,00

4360,00

28,00

368,00

4360,00

28,00

368,00

4160,00

26,95

364,96

4160,00

26,86

365,13

4160,00

26,77

365,32

3960,00

25,91

361,75

3960,00

25,73

362,06

3960,00

23,37

362,37

3760,00

24,88

358,36

3760,00

24,62

358,80

3760,00

24,38

359,22

3560,00

23,86

354,92

3560,00

23,53

355,40

3560,00

23,22

355,85

3360,00

22,86

351,77

3360,00

22,46

352,19

3360,00

22,07

352,57

3160,00

21,87

348,27

3160,00

21,40

348,72

3160,00

20,94

349,10

2960,00

20,89

344,63

2960,00

20,35

345,07

2960,00

19,84

345,43

2760,00

19,92

340,81

2760,00

19,33

341,28

2760,00

18,76

341,66

2560,00

18,97

336,91

2560,00

18,32

337,38

2560,00

17,70

337,76

2360,00

18,04

332,91

2360,00

17,34

333,41

2360,00

16,66

333,78

2160,00

17,12

329,17

2160,00

16,37

329,62

2160,00

15,66

329,97

1960,00

16,22

325,29

1960,00

15,43

325,77

1960,00

14,68

326,11

1760,00

15,34

321,37

1760,00

14,51

321,84

1760,00

13,72

322,19

1560,00

14,48

317,37

1560,00

13,62

317,84

1560,00

12,80

317,91

1360,00

13,63

313,32

1360,00

12,75

313,52

1360,00

11,92

313,76

1160,00

12,82

308,97

1160,00

11,91

309,38

1160,00

11,07

309,71

960,00

12,02

304,79

960,00

11,11

305,32

960,00

10,25

305,71

760,00

11,26

300,69

760,00

10,33

301,29

760,00

9,47

301,73

560,00

10,51

296,82

560,00

9,59

297,41

560,00

8,73

297,81

360,00

9,80

292,96

360,00

8,8

293,55

360,00

8,02

293,94

160,00

9,11

289,05

160,00

8,19

289,64

160,00

7,35

290,00

0,00

8,57

285,90

0,00

7,67

286,48

0,00

6,83

286,82

 

1500

clip_image0045 10

Давление, МПа

Рис. 8.4. Определение глубины возможного образования гидратов в скважине для пласта Д-Ш Зайкинского месторождения:

/ — зависимость температуры образования гидратов от давления; 2 —

соответствие между температурой и давлением в скважине; 3 — зависимость

давления в скважине от глубины

2. Строят фазовую диаграмму гидратообразования для нефти
пласта Д-Ш (рис. 8.4, кривая /).

3. На рисунок наносят кривые 2, отражающие зависимости
давления и температуры по длине скважины при различных
дебитах. Если кривые пересекаются с фазовой диаграммой /, то
образование гидратов в скважине возможно, а точка пересечения
и есть точка начала гидратообразования.

4. Для определения расстояния этой точки от устья скважины
на рисунок наносят кривую 3 распределения давления по
глубине скважины. Проведя вертикальную линию от точки
пересечения кривых / и 2, находят эту глубину.

Результаты обработки расчетных данных по всем выбранным вариантам для пласта Д-Ш Зайкинского месторождения приведены в табл. 8.6 и на рис. 8.5.

Подобный комплекс расчетов выполнен для всех нефтяных пластов Зайкинского и Росташинского месторождений.

Анализ полученных материалов показывает:

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

 

Таблица 8.6

Результаты расчетов по оценке возможности гидратообразования

при различных режимах работы скважин для пласта Д-Ш

Зайкинского месторождения

Забойное давление, МПа

Дебит жидкости,

м3/сут

Расстояние от устья (в обводненности продукции,

м) при % (по массе)

0

10

20

32,0

10,0

Нет

Нет

Нет

20,0

30,0

40,0

50,0

30,0

10,0

260

270

230

20,0

230

210

140

30,0

90

60

30

40,0

Нет

Нет

Нет

50,0

28,0

10,0

720

500

450

20,0

590

460

420

30,0

470

340

330

40,0

320

210

170

50,0

140

30

Нет

1000

clip_image006

Дебит жидкости, м^сут

Рис. 8.5. Зависимость глубины возможного образования гидратов в скважине от дебита по жидкости при различных забойных давлениях и

обводненности (пласт Д-Ш Зайкинского месторождения):

/ — забойное давление 28 МПа; // — забойное давление 30 МПа; /, 2, 3 — при

обводненности жидкости соответственно 0; 10; 20 % (по объему)

 

снижение забойного давления до значения меньшего, чем давление насыщения, приводит к некоторому увеличению температуры на устье за счет большего нагрева газа в призабойной зоне пласта;

увеличение обводненности ведет к росту устьевой температуры, что объясняется большей теплоемкостью воды, чем нефти;

по пласту Д-V Зайкинского месторождения указанная в предыдущем пункте закономерность не установлена, что объясняется высоким газосодержанием, уменьшающим плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, и большей ее теплоотдачей;

понижение забойного давления повышает вероятность гидратообразования;

повышение обводненности снижает вероятность гидратообразования;

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

Установлено, что на практике часты отклонения от
расчетных данных по возможным интервалам
гидратообразования. Это объясняется степенью

переохлаждения по сравнению с равновесными условиями, турбулентностью потока, скоростью образования свободной поверхности контакта углеводород — вода, концентрацией и составом солей, растворенных в воде, и другими факторами.

Полученные результаты теоретических расчетов согласуются с данными других исследователей. Например, В.А. Истомин считает, что нефтяная скважина может длительное время работать в гидратном режиме вследствие того, что нефть снижает адгезию гидратов к трубам и способствует выносу образовавшихся гидратов газожидкостным потоком.

Однако при изменении режима работы скважины, особенно при ее остановке, вероятность образования гидратных пробок возрастает.

Минерализация пластовых вод снижает равновесную температуру гидратообразования обычно на 5-12 °С.

Принято считать, что угроза гидратообразования в нефтяных скважинах наступает при переохлаждении, равном 6 °С.

На рис. 8.6 определены зоны реального образования гидратных пробок, для чего параллельно кривой равновесного гидратообразования проводится "реальная кривая", отстоящая от нее на 6 °С, и выполнены все операции, подобные описанным при определении зон, находящихся в гидратном режиме.

По исследованным нефтяным месторождениям сделаны следующие выводы.

1. Пласт Д-Ш Зайкинского месторождения:

100

clip_image00830 I

5 10 15

Давление, МПа

Рис. 8.6. Определение расчетной глубины образования гидратов в скважине

для пласта Д-Ш Зайкинского месторождения (забойное давление 28 МПа,

обводненность жидкости 0):

/ — зависимость температуры образования гидратов от давления; 2 —

соответствие между температурой и давлением в скважине при различных

дебитах; 3 -распределение давления по длине скважины

а) образование пробок как гидратных, так и
парафиногидратных в насосно-компрессорных трубах возможно
при снижении забойного давления до давления насыщения при
дебите жидкости ниже 30 м3/сут;

б) увеличение обводненности снижает вероятность
пробкообразования.

2. Пласт Д-V Зайкинского месторождения:

а) образование гидратных пробок возможно при приближении значения забойного давления к давлению насыщения при всех реальных дебитах, причем зона отложений превышает подобную в пласте Д-Ш;

б) снижение забойного давления ниже давления насыщения и увеличение обводненности ведут к сокращению протяженности интервала отложений гидратов.

3. Пласт Д-Ш Росташинского месторождения:

а) образование гидратных пробок возможно при снижении
забойного давления до давления насыщения при дебитах
жидкости 10-20 м3/сут;

б) при этих же условиях вероятны парафиноотложения на
стенках насосно-компрессорных труб;

в) обводненность уменьшает вероятность отложений гидратов.

4. Пласты Д-IV и Д-V Росташинского месторождения:

а) гидратные пробки возможны при низких дебитах и
приближении значения забойного давления к давлению
насыщения;

б) эти условия благоприятствуют также парафиноотложению;

в) обводненность снижает вероятность гидратообразования.

ОБРАЗОВАНИЕ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ: 2 комментария

Добавить комментарий