I условия образования газовых гидратов Влагосодержание природных газов

Главная страница
Контакты

    Главная страница


I условия образования газовых гидратов Влагосодержание природных газов



страница3/7
Дата08.04.2018
Размер1 Mb.


1   2   3   4   5   6   7

восьмой, десятый

Рисунок 2.3 - Изменение температуры с глубиной скважины при различных коэффициентах теплопередачи


Рассмотрим для данного примера изменение проектного безгидратного дебита газа в процессе разработки месторождения. Вправо от точки А и выше кривой 2 гидраты не образуются. В первые два года разработки безгидратный дебит скважин находится в пределах 1 - 0,7 млн. м3/сут. В последующие годы принятый по проекту рабочий дебит скважины обеспечивает безгидратный режим скважин.

Дебит (в тыс. м3/сут): 1 - 700; 2 - 500; 3 - 300; 4 - 100; 5 - 10;

6 - геотермический градиент; 7 - 12 - равновесные кривые образования гидратов соответственно в первый, второй, четвертый, шестой, восьмой,

десятый годы разработки



Рисунок 2.4 - Изменение температуры по стволу скважины при К=12 (Вт/м2 * К) и различных дебитах Q

Кривые: 1 - давление на устье; 2 - температура на устье;

3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной

эксплуатации



Рисунок 2.5 - Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины

Кривые: 1 - температура на устье; 2 - давление на устье; 3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации



Рисунок 2.6 - Изменение температуры, давления газа и температуры образования гидратов в зависимости от диаметра фонтанных труб при Q = Qопт

Кривые температуры на устье: 1 - D = 220 мм (пятый год разработки);

2 - D = 180 мм (первый год разработки); 3 - D = 220 мм (первый год разработки ; 4 - D = 220 мм (пятый год разработки),

6 - D = 220 мм (первый год разработки)

Рисунок 2.7 - Изменение температуры газа и равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита при различных диаметрах D фонтанных труб
Следует указать, что существует такой дебит, выше и ниже которого температура газа на устье не повышается, а снижается (см, кривую 2 на рисунке 2.5). Объясняется это тем, что при низких дебитах температура газа на устье в основном зависит от теплообмена газа со стенками скважины, а при высоких дебитах за счет увеличения их потерь на трение эффект Джоуля - Томпсона начинает преобладать над эффектом теплообмена.

Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самый распространенный способ предупреждения образования гидратов - подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство. Выбор реагента зависит от многих факторов.


1 - линия допустимых дебитов; 2 - проектный дебит; 3 - зона гидратов



Рисунок 2.8 - Изменение допустимого дебита скважины, при котором исключается образование гидратов, в процессе разработки месторождения

Дебит (в тыс. м3/сут); 1 - 20, 2 - 30. Кривые: 3 - геотермического

градиента; 4 - равновесной температуры образования гидратов

Рисунок 2.9 - График определения места образования гидратов в скважинах

Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу скважин (рисунок 2.9). Практически образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную пробку. При небольшой длине пробки ее ликвидацию обычно осуществляют продувкой скважины. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате снижения давления. Продолжительность периода разложения гидратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружающих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина, частицы глинистого раствора и т. п.) замедляют разложение пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.

1   2   3   4   5   6   7