CC BY
58Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(20) 2018 ■ http://oilgasjoumal.ru
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ
М.К. Тупысев Институт проблем нефти и газа РАН e-mail: [email protected]
При освоении газовых месторождений возникла проблема, широко известная как гидратообразование. В работе [1] дан обширный анализ методов борьбы с гидратообразованием в системах сбора и подготовки природного газа, а также ингибиторов гидратообразования, используемых для этих целей.
С вводом в разработку месторождений природного газа Севера, особенно тех, в разрезе которых имеется многолетне-мерзлые породы, возникла проблема гидратообразования в стволе скважин. Наиболее распространенным методом борьбы с гидратами в стволе скважины является подача ингибитора в поток добываемой пластовой смеси ниже интервала, в котором температура газа достигает величины, равной равновесной температуре гидратообразования [2].
При освоении низкотемпературных газовых залежей возникла проблема обеспечения стабильной добычи природного газа из-за возможного гидратообразования в призабойной зоне эксплуатационных скважин.
Известен способ эксплуатации газовых скважин в таких условиях, заключающийся в том, что для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне в скважину после ее остановки закачивают ингибитор гидратообразования и продавливают его в пласт. Однако, при реализации этого способа необходимо периодически останавливать скважину для закачки ингибитора гидратообразования, поскольку ингибитор в призабойной зоне смешивается с конденсационной водой и выносится на поверхность совместно с продукцией скважины в процессе ее эксплуатации, поэтому возникает потребность для повторных закачек ингибитора гидратообразования в призабойной зоне скважин [3].
Другие исследователи предлагают для борьбы с гидратообразованием в призабойной зоне эксплуатационных газовых скважин периодически прогревать призабойную зону высокочастотным электромагнитным нагревателем, которым оборудуют забой скважины. При этом нагреватель включают при полном прекращении работы скважины, а выключают при достижении лавинообразного выноса гидратных частиц потоком газа [4]. Недостатком такого способа эксплуатации скважин является
необходимость их электрофикации, сложность процесса слежения за структурой потока продукции скважин, нестабильность режима их работы.
Для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне скважин предлагается следующая технология: ингибитор гидратообразования непрерывно подается не только в ствол скважины, но и в призабойную зону.
На чертеже представлена схема реализации предлагаемой технологии эксплуатации газовой скважины в условиях возможного гидратообразования в призабойной зоне: 1 - газовая залежь, 2 - обсадная колонна, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - циркуляционный клапан, 5 - пакер, 6 - отверстия фильтра в обсадной колонне, 7 - линии тока пластового флюида (газа) в призабойной зоне газовой скважины, 8 - движение продукции скважины по колонне насосно-компрессорных труб, 9 - подача ингибитора гидратообразования в затрубное пространство, в циркуляционный клапан и газовую залежь выше пакера.
По предлагаемой технологии после проводки скважины со вскрытием газовой залежи 1, ее обсаживания обсадной колонной 2 и перфорирования в интервале залегания газовой залежи 6 в скважину спускают колонну НКТ 3, оборудованную циркуляционным клапаном 4 и пакером 5, с расположением последнего в верхней части газовой залежи 1. Скважину осваивают, пакер приводят в рабочее состояние.
В процессе эксплуатации скважины для предотвращения процесса гидратообразования в призабойной зоне и стволе скважины в затрубное пространство скважины подают ингибитор гидратообразования 9, который через циркуляционный клапан 4 попадает в колонну НКТ 3, а через перфорационные отверстия фильтра выше пакера 5 - в призабойную зону газовой залежи 1. В призабойной зоне ингибитор гидратообразования смешивается с конденсационной водой, выпадающей из пластового газа, в результате чего не происходит образование и накопление гидратов, а также не снижается продуктивность скважины. Конденсационная влага в смеси с ингибитором гидратообразования подхватывается потоком пластового газа, выносится на забой и далее по колонне НКТ - на поверхность.
Как показывают исследования [5, 6], выпадение конденсационной влаги (за счет основного изменения термобарических параметров потока газа) происходит в непосредственной близости от забоя скважины (на расстоянии до 0,5 м), поэтому закачиваемый ингибитор вполне может достичь такого расстояния и исключить гидратообразование в призабойной зоне. В случае необходимости повышения глубины проникновения ингибитора в призабойную зону (для более раннего смешивания его с потоком пластового газа) могут быть созданы специальные каналы путем использования известной технологии радиального вскрытия пласта.
При таком способе эксплуатации газовой скважины циркуляционный клапан для подачи ингибитора гидратообразования в НКТ может быть исключен, поскольку при установившемся режиме работы скважины достаточно подачи расчетного объема ингибитора гидратообразования в призабойную зону для связывания влаги, выпадающей в призабойной зоне скважины и в стволе НКТ. Подача (закачка) ингибитора в затрубное пространство может быть организована, например, с помощью широко используемых дозировочных насосов.
Для обеспечения контролируемой подачи метанола в призабойную зону, а также для исключения давления на нее всего столба метанольной жидкости в затрубном
пространстве необходимо предусмотреть в конструкции, например, дополнительный пакер с циркуляционным клапаном, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта (на чертеже не показан).
Оценим на примере потребные объемы ингибитора гидратообразования в призабойной зоне и стволе скважины. Имеется газовая залежь с пластовым давлением 13,2 МПа, пластовой температурой 9 оС (условия ботуобинского горизонта Северного блока Чаяндинского месторождения республики Саха (Якутия).
Средний состав пластового газа (% об.): метан - 85,174; этан - 4,446; пропан -1,173; изобутан - 1,173; бутан - 1,414; пентаны+ - 1,461; СО2 - 1,109; N2 - 7,131; Н2 -0,09; Ge - 0,439.
Для такого состава газа равновесная температура гидратообразования определяется по следующей формуле [7]:
(р = 18,47(1 + ^ Р) -17, (1)
где: I - равновесная температура гидратообразования (оС) при давлении Р (МПа).
Испытание разведочных скважин показало, что эксплуатационные скважины могут работать с дебитом 300 тыс. м3/сут. при забойном давлении 12,2 МПа и устьевом давлении 10 МПа, при этом устьевая температура составляет -5 оС. По формуле (1) рассчитываем равновесную температуру гидратообразования в пластовых условиях - 21 оС, а на устье скважины - 20 оС. Значит эксплуатация скважин такой газовой залежи возможна только с использованием способов борьбы с гидратообразованием в призабойной зоне и стволе скважины.
Поскольку для роста гидратов кроме газа необходима влага, определяем объем конденсационной влаги, выпадающей в призабойной зоне и стволе скважины по изменению удельного влагосодержания газа. Для термобарических условий пласта удельное влагосодержание газа составляет 0,115 г/м3 , а на устье скважины - 0,08 г/м3. При дебите 300 тыс. м3/сут. в призабойной зоне и стволе скважины будет выпадать ((0,115 - 0,08) • 300 000) = 10 500 г или 10,5 кг конденсационной влаги за сутки. По известным количеству конденсационной влаги (10,5 кг), разности равновесной температуры гиратообразования и минимальной температуры потока газа (25 оС) определяем количество ингибитора гидратообразования (например, этиленгликоля), подаваемого в затрубное пространство (по предлагаемой технологии):
Qи = Qв С2 / (С1 - С2), (2)
где Qи - количество ингибитора, кг; Qв - количество конденсационной влаги, кг; С1, С2 -концентрация вводимого (подаваемого) и выводимого ингибитора, %.
Концентрация ингибитора С2 определяется по необходимому понижению температуры гидратообразования, в нашем примере - это разность температуры потока газа и равновесной температуры гидратообразования на устье - 25 оС. Для такого понижения температуры гидратообразования при использовании в качестве ингибитора этиленгликоля его концентрация на выходе из скважины (С2) должна быть равной 52% [8]. При 100%-ной начальной концентрации этиленгликоля потребный суточный объем ингибитора составляет (10,5 • 52 / (100 - 52)) = 11,4 кг.
Выполненные расчеты по определению потребного количества ингибитора повторяются при назначении очередного технологического режима работы эксплуатационных скважин, поскольку по мере снижения пластового давления изменяется количество конденсационной влаги, выпадающей в призабойной зоне [5].
Применение предложенного способа эксплуатации газовой скважины в условиях возможного гидратообразования в призабойной зоне и стволе скважины не требует наличия на скважине электроэнергии, как при использовании способа эксплуатации скважин с забойными нагревателями, не требуются также остановки скважин, что необходимо при использовании периодических закачек ингибитора в призабойную зону. Имеется возможность обеспечения стабильной работы газовых скважин как на стадии их освоения, так и на стадии промышленной эксплуатации.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Научное обоснование новых экологически чистых технологий разработки месторождений углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе 3D-компьютерных экспериментов», № АААА-А16-116022510270-1).
ЛИТЕРАТУРА
1. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. 473 с.
2. Дегтярев Б.В., Лутошкин Г.С., Бухгалтер Э.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах севера (практическое руководство). М.: Недра, 1969. 120 с.
3. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ООО ИРЦ Газпрома, 2004. С. 354-357.
4. Хабибуллин И.Л., Саяхов Ф.Л., Низаев И.Г., Макогон Ю.Ф. Авт. свид. SU 1726736. Способ эксплуатации скважин с гидратным режимом в призабойной зоне. № 4728384/03; Заявл. 15.08.1989; Опубл. 15.04.1994 // Изобретения. Полезные модели. Бюл. № 14. - Режим доступа: http://www1.fips.ru.
5. Тупысев М.К. Динамика гидратообразования в призабойной зоне скважин при разработке низкотемпературных газовых залежей [Электронный ресурс] // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика: Электрон. науч. журн. 2010. Вып. 2(2). 12 с. - Режим доступа: http://www.oilgasjournal.ru (Дата обращения 01.03.2018).
6. Тупысев М.К. Влияние техногенных и природных газогидратов на результаты исследования и работы скважин // Вести газовой науки: Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. № 4. С. 97-102.
7. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.
8. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985. 232 с.
