Геологические 114775,3 тыс тонн, извлекаемые 36703,7 тыс тонн
Образование гидратов в призабойной зоне пласта
жүктеу/скачать 0,99 Mb.
|
дипломная
British traditions and customs пÑав.2020, 450961.pptx
Образование гидратов в призабойной зоне пласта.В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при: снижении температуры газа в призабойной зоне ниже равновесной в результате высокой депрессии давления при отборе газа; закачке в пласт охлажденной воды во время бурения или ремонта скважины; закачке охлажденного газа в подземное хранилище; охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее. Образование гидратов в стволе скважин Большинство газовых скважин в акватории характеризуются наличием условий гидратообразования в стволе. Гидраты в скважине могут образоваться как в период ее работы, так и в период простоя, а также в фонтанных трубках, в кольцевом пространстве в любом интервале глубин, характеризующемся условиями гидратообразования. Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважин и геотермического градиента. Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации. Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту. Место образования гидратов в действующей системе обустройства при известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур. 2.7.3 Классификация методов борьбы с гидратами Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. На практике наиболее широко используются следующие методы: осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов; ввод в газоводный поток ингибиторов гидратообразования – спиртов и электролитов. поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования; поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре; Использование того или иного способа зависит от условий и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта и использования газа. Так, при образовании гидратов в наземной части системы обустройства газового месторождения для борьбы с гидратами наиболее широко используют метод ввода ингибиторов гидрата в поток газа. При образовании гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважин наиболее эффективен способ локального подогрева газа на забое с последующей его регенерацией. Если гидраты образуются в стволе скважин, а также в промысловых газосборных сетях при больших перепадах температур, то наиболее эффективен метод ввода ингибиторов – спиртов и электролитов по замкнутому циклу с последующей их регенерацией. 2.7.4 Принцип выбора и определение расхода ингибиторов гидратообразования Выбор ингибитора гидратообразования на установках комплексной подготовки газа Анализ результатов использования различных ингибиторов гидратообразования – метанола и диэтиленгликоль на газоконденсатных месторождениях позволяет сделать следующие выводы: В качестве ингибиторов гидратообразования может быть рекомендованы метанол и ДЭГ. Растворы хлористого кальция (СаСl2) высококоррозионны и при определенных условиях выпадают в осадок и образуют твердые прочные пробки в системе добычи и транспорта газа; При использовании ДЭГа в качестве ингибитора гидратообразования его потери возрастают из за утечек в системе циркуляции. Кроме того, ДЭГ обладает высокой вязкостью, превышающий вязкость растворов метанола в десятки раз при пониженных температурах. Вязкость растворов ДЭГа резко растет с повышением давления. Засолонение ДЭГа при контакте с минерализованными водами приводит к резкому осложнению технологии его регенерации; Метанол широко опробован и зарекомендовал себя в качестве высокоэффективного ингибитора гидратообразования в самых жестких климатических условиях. Метанол обладает вязкостью ниже вязкости воды и низкой температурой замерзания, недефицитен. Производство метанола можно наладить непосредственно на месторождении; Сопоставление затрат на ДЭГ и метанол при использовании в качестве ингибитора гидратообразования показало, что использование метанола всегда экономичнее применения ДЭГа. Технологические осложнения при использовании ДЭГа, высокие гидравлические потери давления в шлейфах ограничивает его применение в холодное время года. При отрицательных температурах газа проверяется возможность замерзания растворов ингибитора по специальному графику по значению концентрации ингибитора. При необходимости увеличивают концентрацию. При использовании метанола в качестве ингибитора гидратообразования весьма целесообразно регенерировать отработанный раствор метанола после выхода его их системы предупреждения гидратов. Летучие ингибиторы – вещества, понижающие температуру гидратообразования и имеющие упругость паров выше упругости паров воды при заданной температуре, - метанол, этанол и другие легкие спирты. При определении необходимого количества летучего ингибитора для предупреждения образования гидратов наряду с определением минимальной концентрации выводимого водного раствора ингибитора надо учитывать количество ингибитора, которое растворяется в сжатом газе, контактирующем с его водным раствором заданной концентрации. Минимальная требуемая концентрация метанола в водном растворе определяется по следующей аналитической зависимости где, - необходимое снижение температуры гидратообразования; При определении значения в практических расчетах следует устанавливать некоторый запас, обусловленный рядом факторов: неравномерным поступлением жидкости с газом, неравномерностью закачки ингибитора, колебанием термобарических параметров в системе сбора и подготовки, изменением концентрации исходного ингибитора и др. Наиболее приемлемыми представляются следующие два способа обоснования "запаса" по концентрации насыщенного (отработанного) метанола: исходя из обеспечения безгидратного режима при возможных колебаниях температуры газа (принимается диапазон в 3 °С); исходя из установленных значений концентрации на 3-5% мас. выше теоретической (минимально допустимой). В расчетах принято значение С2 на 3% массовых выше минимального. В таблицах 2.7.1 и 2.7.2 приведены значения концентраций метанола в зависимости от температуры газа в различных участках системы сбора и подготовки газа. Таблица 2.7.1 Концентрация метанола для предупреждения гидратообразования в шлейфах (Р =14 МПа)
Таблица 2.7.2 Концентрация метанола для предупреждения гидратообразования в НТС (Р =9 МПа)
Уравнение для расчета расхода летучих и растворимых в углеводородном конденсате ингибиторов, в т.ч. метанола, имеет вид: где: - количество жидкой воды в газе, кг на 1000 м3 газа; - концентрация вводимого ингибитора, % масс; - концентрация отработанного ингибитора, % масс; - количество ингибитора, растворенного в газовой фазе, кг на 1000 м3 газа; - количество ингибитора, растворенного в конденсате выделяемого из 1000 м3 газа, кг. По расчетам для фиксированного значения давления (14 МПа) и диапазона температур 10-22°С расход метанола составляет (см. таблицу 2.7.3). Максимальная температура соответствует граничным условиям гидратообразования в системе газ-вода. Таблица 2.7.3 Расход метанола при давлении 14 МПа
Вследствие утечек при транспортировке, испарения при хранении и проведении операций, не связанных с предупреждением гидратообразования, дополнительные затраты метанола составляют около 0,240 кг/1000 м3 газа. Итоговый удельный расход метанола с учетом потерь по указанным причинам составил 2,510 кг/1000 м3 газа. 2.8 Заводнение С ПАВ Это добавление к воде, нагнетаемой в пласты, ПАВ для повышения вытесняющей способности воды. Механизм применения ПАВ основан на действии молекулярных сил в системе «твердая фаза – нефть – водная фаза», что связано с адсорбцией и изменением межфазного натяжения. Экспериментальными исследованиями показано, что адсорбция ПАВ составляет около 1 кг/м3 объема пор пласта. Для обеспечения полного охвата пласта закачивают реагент концентрацией 1 % с целью создания оторочки размером порядка 10 % объема пор пласта. Это означает, что закачиваемого реагента достаточно для изменения смачиваемости поверхности коллектора. Однако из-за сорбции происходит отставание фронта концентрации реагента от фронта вытеснения и фактически реагент влияет на вытеснение уже сформированной системы целиков нефти. Эффективность водных растворов ПАВ – проведенные опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 3%. 2.8.1 Адсорбция ПАВ (концентрация) Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, чем алевролиты и полимиктовые коллекторы. В полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. Адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. жүктеу/скачать 0,99 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||