Магистерская работа: Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

Теплогенератор работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.

Регуляторы давления РДУ-Т были установлены в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева газа, в 2006 - 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.

Важным достоинством регуляторов РДУ-Т является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м³/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.

В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций.

2.1.3 Места образования гидратов

Правильный прогноз места образования гидратов обеспечивается выбором наиболее эффективного способа предупреждения накопления гидратов.

Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.

При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его закупорке.

Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период - пусковой, когда ствол скважины не прогрет.

Гидраты могут образоваться на любом участке технологической линии промысловой системы сбора и подготовки газа, в системах магистрального транспорта, подземного хранения.

Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение давление и температуры потока газа.

При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата.

Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды, переохлаждении и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной поверхности контакта и другими факторами.

Образование гидратов в призабойной зоне пласта.

В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при:

1)      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;

4)      охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее.

Технологический режим скважин на залежах с охлажденными пластами должен исключать возможность образования гидратов в пласте, так как цилиндрическое образование и разложение гидратов приведет к разрушению призабойной зоны, к образованию больших каверн и, как следствие, к уничтожению скважин.

Образование гидратов в стволе скважин

Большинство газовых скважин 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. В определенных условиях при эксплуатации скважины только по затрубному кольцевому пространству образование гидратов может иметь локальный характер - в точках дросселирования газа при его перетоках через неплотности в муфтовых соединениях.

Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации.

Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных разрезах пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация приводит, как правило, к полной закупорке ствола скважины. Длина гидратных пробок достигает десятков и сотен метров. В определенных условиях, при образовании гидратов и накоплении секционных пробок в скважинах могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонн скважин.

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.

При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой технологии сбора, обработки и транспорта газа. Изменением диаметра технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно изменять место образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.

При наличии конденсата углеводородов в потоке газа обычно применяют различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата. Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях, а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.

2.1.4 Исследование условий образования гидратов

Для разработки научно обоснованных мероприятий исследованы условия образования гидратов на месторождении Карачаганак.

Хотя экспериментально в лабораторных условиях параметры образования гидратов Карачаганакского газа до настоящего времени не изучены, ВНИИгазом, по результатам экспериментальных исследований и использования различных расчетных методик для определения условий гидратообразования Оренбургского газа, близкого по составу к Карачаганакскому, получены достаточно точные значения параметров гидратообразования Карачаганакского газа.

Для получения более достоверных данных по условиям гидратообразования нами к расчету принят осредненный состав газа, добываемого в настоящее время. Поскольку состав гидратообразующих компонентов отличается незначительно, условия образования гидратов в процессе промысловой подготовки характеризуются практически без снижения точности составом газа сепарации, приведенного в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Состав газа сепарации (%мольн.)

Результаты расчета параметров гидратообразования по методу Трекела и Кемпбела представлены в таблице 2.2. Точность расчета по температуре составляет ±1°С.

Таблица 2.2 Условия гидратообразования газа сепарации

Рассчитанная температура гидратообразования для пластовых условий газа относительной плотностью 1.1 при давлении 34.8 МПа составляет 28°С, при давлении 53.3 МПа-29.5°С. Параметры гидратообразования для устьевых условий показаны на рисунке 2.1.

Рис 2.1 Равновесные параметры гидратообразования газа со скважин КНГКМ

При рабочих условиях ниже кривой, в присутствии свободной влаги, образуются гидраты.

Анализ термобарических условий

К сожалению, в настоящее время устьевая температура на большинстве добывающих скважин не замеряется из-за отсутствия термокарманов, поэтому о ней можно судить по замерам, произведенным во время ОПЭ и при исследовании на установке Порта-Тест. Минимальная устьевая температура, равная 20°С, отмечена на работающей скважине 305 в мае 1990 г.

В таблицах 2.3 - 2.5 приведены данные.

Таблица 2.3 Дебиты газа и устьевая температура скважин

Таблица 2.4 Рабочие устьевые температуры по скважинам, °С.

Таблица 2.5 Средневзвешенные устьевые температуры, с С

В период с 1988 по 1990 гг. отмечался рост устьевых температур при одних и тех же дебитах. Так при дебите газа 500 тыс.м /сут рост температуры за 2 года составил 5°С. По всей видимости это связано с прогревом скважин и окружающих их зон от забоя до устья и увеличения объема выпадающего в жидкую фазу конденсата в их стволах при снижении давления. Приведенные факторы оказывали большее влияние на увеличение температуры, чем уменьшение ее за счет возрастания эффекта дросселирования при низких коэффициентах дросселирования, характерных для высоких давлений. В дальнейшем возможно снижение устьевых температур при существующем снижении пластовых давлений, т.к. породы вдоль ствола скважин к этому времени прогреются, а коэффициенты дросселирования, возрастут.

Устьевые температуры при различных дебитах газа и конденсата, замеренные при исследованиях на установке Порта-Тест в 1998-1999 гг., представлены в таблицах 2.6, 2.7 для газоконденсатных и в таблице 2.8 для нефтяных скважин.

По анализу существующего фактического материала, накопленного за время опытно-промышленной эксплуатации месторождения, температура на устье работающих скважин составляет 15-49°С по I объекту при давлении на устье в пределах 15.7-27.2 МПа; 22-46°С - по II объекту при давлении на устье в пределах 20.0-27.8 МПа; 14-32°С - по III объекту при давлении на устье в пределах 18.0-26.5 МПа.

Таблица 2.6 Температура на устье добывающих скважин I объекта разработки

Таблица 2.7 Температура на устье добывающих скважин II объекта разработки

Таблица 2.8 Температура на устье скважин третьего объекта разработки