Немыкин Евгений Викторович. Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах : Немикін Євген Вікторович. Термобарические умови руху газоконденсатних сумішей в гідратоутворюючого свердловинах

Краткое описание

Немыкин Евгений Викторович. Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Немыкин Евгений Викторович; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов].- Уфа, 2010.- 129 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/2881

04201006550 Немыкин Евгений Викторович
ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ В ГИДРАТООБРАЗУЮЩИХ
СКВАЖИНАХ
Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых . месторождений
Диссертация
на соискание ученой степени кандидата технических наук
Научный руководитель доктор технических наук Минигазимов Н.С.
Уфа-2010 
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
ВВЕДЕНИЕ 4
1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ДОБЫЧИ, СБОРА И
ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения) 9
1.1. Геолого-техническая характеристика Уренгойского
месторождения и эксплуатационного фонда скважин 9
1.2. Принципиальная технологическая система добычи, сбора и
подготовки газа 17
1.3. Физико-химические свойства, состав пластового газа и
ч
осложнения в эксплуатации месторождения 24
1.4. Сведения о гидратах и существующие методы расчета
равновесных параметров гидратообразования 29
Выводы 37
2. ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 38
2.1. Характерные особенности эксплуатации
гидратообразующего фонда скважин 38
2.2. Результаты геофизических исследований скважин 1588 и
1589 42
Выводы 60
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ГРАДИЕНТА И
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ В КОЛОННЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ СКВАЖИН ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 61
3.1. Изменение температуры пластового газа на забое скважины.. 61
3.2. Исследование температурного градиента газа по колонне
насосно-компрессорных труб 66
3.3. Исследование гидродинамического давления при движении
газоконденсатной смеси в трубах 81
3.4. Методика определения глубины возможного
гидратообразования в скважине 97
і
Выводы ; 101
, <
4. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ВЫНОСА КОНДЕНСАТА С
ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 102
4.1. Исследование скорости уноса капельной жидкости с забоя
восходящим потоком газа 102
t
4.2. Статистическая связь между дебитами газа и конденсата
3
скважины и определение минимальной скорости уноса в‘
Ї
применяемых колоннах НКТ 109
Выводы 117
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ : 118
і
ЛИТЕРАТУРА 120
>
I
ВВЕДЕНИЕ
Сырьевая база газовой промышленности России сосредоточена в основном в районах Крайнего Севера. Добыча природного газа на крупнейших газовых месторождениях, расположенных в этих районах, осложнена образованием гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах создают условия образования кристаллов гидратов и их отложения на стенках подъемных труб /2, 13, 16, 18, 19, 26,39, 43,55, 67/.
Осложнения, связанные с гидратообразованием, имеют место также в установках низкотемпературной сепарации (НТС). Резкие охлаждения газа приводят к образованию и отложению гидратов в емкостях ступеней сепарации, теплообменных аппаратах, системах контроля и регулирования процессом. Перекрытие проходных сечений оборудования приводит к срыву работы установок и сложным авариям.
Основным мероприятием предупреждения гидрагообразования является предварительное дозирование раствора метанола или диэтиленгликоля в систему сбора газа или затрубное пространство скважин, в количествах необходимых для вывода системы из гидратного режима.
Для валанжинских и сеноманских залежей газа ‘Уренгойского газоконденсатного месторождения известны расчетные формулы для определения равновесных параметров гидратообразования в шлейфах, низкотемпературных сепараторах и других технологических участках комплексной подготовки газа. :
Возможность замера и контроля давления и температуры газа в различных точках его сбора и подготовки позволяет определить по
і
равновесным параметрам опасность гидратообразования и предпринимать соответствующие меры по ингибированию.
Для скважинных условий необходимо осуществлять прогноз распределения температуры и давления по глубине насосно-компрессорных труб (НКТ) для определения гидратоопасного участка. Особенно это важно
при снижении дебита скважины и охлаждении газа в зоне залегания
f
многолетнемерзлых горных пород. Известные в литературе і формулы для расчета гидро - и термодинамических перепадов в НКТ для скважин газоконденсатных месторождений дают существенную погрешность из-за сложности определения теплофизических параметров горных пород и наличия в восходящем потоке газа диспергированной жидкой фазы - конденсата и воды. Поэтому, получение простых и достаточно точных моделей для расчета таких параметров для конкретных регионов является
I
актуальной задачей сегодняшнего дня.
Целью настоящей работы является получение эмпирических зависимостей для расчета давления и температуры' по стволу
гидратообразующих скважин с газоконденсатными смесями и определение
І
гидродинамических условий уноса жидкой фазы с забоя скважин.
Задачи исследований: '
1. Анализ условий эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения и основных видов осложнений, связанных с образованием гидратов газа в процессе добычи газа.
*
2.Экспериментальные исследования температурного режима работы газовых скважин, включая геотермический градиент температуры при наличии многолетнемерзлых горных пород, перепад пластовой и забойной температур, а также термодинамический перепад по глубине работающей скважины. '
3. Экспериментальное исследование гидродинамического перепада давления газа по глубине колонны подъемных труб с учетом присутствия в восходящем потоке частиц газового конденсата и разработка графоаналитического метода определения глубины возможного гидратообразования в скважине.
4. Изучение статистической связи между дебитами газа и газового
і
конденсата в скважинах с различными диаметрами подъемных труб, а также
< .
і
условий уноса капельной жидкости с забоя скважины и определение минимальной скорости газа, при которой происходит унос. ,
f
і
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач осуществлено с помощью глубинных
измерений в скважинах, выполненных стандартными геофизическими
!
методами и приборами, а также применением статистических методов обработки опытных данных.
Научная новизна
1. У становлена статистическая связь изменения температуры газа на забое скважины с депрессией на пласт и дебитом газа скважин’Уренгойского
ч
месторождения и экспериментально уточнено значение геотермического градиента температуры по Уренгойскому месторождению, соответствующего величине 0,03097°С/м на глубинах ниже 50 м.
2. Получены эмпирические формулы для расчета температуры газа по
і
стволу скважины в зависимости от дебита для различных диаметров колонны подъемных труб, а также гидродинамического перепада давления, в подъемных трубах в зависимости от дебитов газа и выносимого конденсата для различных диаметров труб. Установлено снижение гидродинамического давления в трубах при наличии аэрозольного конденсата, обусловленное снижением масштаба вихрей в турбулентном потоке газа.
3. У становлено существование в нижних участках НКТ,!а также ниже башмака НКТ псевдоожиженного столба с увеличивающейся плотностью
I
о *>
(140...510 кг/м ) и имеющего границу с жидкостью плотностью 720-810кг/м. Показано, что высота псевдоожиженного столба пропорциональна дебиту
г
скважины по газу. '
> 
Практическая ценность работы 5
1. Выполнен анализ и показаны основные осложнения в; эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения, связанные с- образованием газовых гидратов в скважинах, системах сбора и низкотемпературной сепарации. Установлено, что эксплуатация скважины может происходить как в гидратном, так и в безгидратном режимах в зависимости от степени снижения дебита при накоплении жидкости на забое, противодавления на устье и других факторов.
2. Предложен графоаналитический метод определения глубины возможного гидратообразования в скважине на базе полученных зависимостей для расчета термобарических параметров газа- в подъемных трубах и равновесных параметров гидратообразования. '
3. Выявлена статистическая связь между дебитами газа и газового конденсата для различных диаметров НКТ, а также ‘ установлены минимальные скорости уноса капельной жидкости газовым потоком, соответствующие значениям 2,8; 3,9 и 5,6 м/с для диаметров і НКТ 73, 89 и
101,6 мм. ’
На защиту выносятся результаты экспериментальных исследований
• >
термобарических условий движения газоконденсатных смесей в подъемных
трубах гидратообразующих скважин и способ определения глубины
? •

гидратообразования, а также уноса капельной жидкости с забся восходящим потоком газа. '
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: ; :
- 2-ой научно-практической конференции «Проблемы .нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». г.Когалым. 2006г.
і
- всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела». г.Уфа. 2007г. ; 
>
і,
Объем и структура работы ;
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 128 страниц машинописного текста, 22 таблицы, 33 рисунка, список использованных источников из 78
наименований. *
> ;
По теме диссертации опубликовано 9 печатных рабо^г, в т.ч. одна монография, 8 статей, из которых 2 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Содержание работы
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи, научная новизна и практическая ценность ; выполненных исследований. ;

Список литературы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1 .Показано, что наибольшие осложнения в эксплуатации |Уренгойского газоконденсатного месторождения связаны с образованием кристаллов газовых гидратов в скважинах, шлейфах и оборудовании установок низкотемпературной сепарации. Гидратообразование в сквакинах может явиться следствием повышения давления газа в шлейфах или накопления жидкости на забое из-за негерметичности колонн и межпластовых перетоков, приводящих к снижению дебита, охлаждению и повышению давления газа в подъемных трубах. '
2. Статистически установлено, что для фонда скважин 'УКПГ-1 АВ в интервале температур газа на устье менее 27°С существует большая вероятность образования гидратов в НКТ. В интервале температур 27...37°С имеет место смешанная область, а при температурах выше 37°С — безгидратный режим работы скважин.
і
3 .Геофизическими исследованиями гидратообразующих скважин установлено поступление пластовых вод на забой с дебитами до 27 т/сут, ликвидируемое установкой цементных мостов. В нижних участках НКТ и ниже башмака колонны труб установлено существование
f
4 і
конденсатосодержащего газа повышенной плотности (140...550кг/м),
і
представляющего собой псевдоожиженный слой, ' образуемый барботирующим газом. Высота слоя пропорциональна дебиту газа' и достигает 240 м и более. )
4.Экспериментально уточнен геотермический градиент для Уренгойского месторождения, соответствующий 0,03097°С/м на глубинах более 50 м. Получена эмпирическая зависимость для расчета перепада пластовой и забойной температур газа в соответствии с эффектом Джоуля-
і
Томсона. Показана связь температуры газа на устье скважин с их дебитом.
4. Получена эмпирическая формула для расчета температуры газа по глубине НКТ в зависимости от дебита скважины и температуры на забое для 89 и 101,6 мм труб. Для расчета гидродинамического перепада давления в
НКТ получены эмпирические формулы, учитывающие наличие в газе
/
аэрозольных частиц конденсата. Показано снижение гидравлических сопротивлений в трубах с ростом содержания конденсата в газе, обусловленное гашением турбулентных пульсаций в потоке. (
б.Выявлены статистические связи между дебитами газа и газового конденсата для 89 и 101,6 мм НКТ в скважинах Уренгойского ГКМ.
s'
Установлены минимальные скорости уноса жидкой фазы газом; с забоя в 73; 89 и 101,6 мм НКТ, соответствующие 2,8; 3,9 и 5,6 м/с. Предложен
4 -
графоаналитический метод определения глубины возможного образования кристаллов гидратов при известных равновесных ! параметрах гидратообразования. 1
ЛИТЕРАТУРА
1. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. Гидравлика и аэродинамика. Изд-во литер, по строительству. - М. - 1965. - 275с.
2. Алиев 3. С., Андреев С. А., Власенко А. П., Коротаев Ю. JL Технологический режим работы газовых скважин. - М: Недра, 1978. - 279 с.
3. Анализ режимов эксплуатации УКПГ валанжинских залежей Уренгойского ГКМ./Салихов Ю.Б./Сб. «Подготовка, переработка | и использование газа. Энергосбережение». - М.: ИРЦ ГАЗПРО. - 1999. - №2. — С. 13-15.
4. Анализ эксплуатации технологического оборудования установок промысловой подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского ГКМ./Фролова Л.Н., Салихов Ю.Б., Ильский О.Г. и др- М.:ВНИИЭГАЗПРОМ. — 1989. — (Обзорная информ. Сер. «Подготовка и переработка газа и газового конденсата», вып.З).-С.20-24. ; ;
5. Антонян JI.H., Нубарян Т.К., Апинян Н.А. К вопросу автоматизации прогнозирования образования гидратов в природных газах. /Деп.в Минприборстроения, № ДР 3973пр87. Главсистемпром. - М., 1986, - 15 с. '
6. Басниев К.С. Дмитриевский А.Н. Старосельский Е'.И. Сырьевая
j
база газовой промышленности России: состояние и перспективы // Газовая промышленность. - 1993. - № 10. - С. 12.
7. Баязитова В.Р., Давлеткужин М.З., Гарипов Т.Р., Немыкин Е.В. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий на месторождениях Западной Сибири //Современные технологии нефтегазового дела. Тез.докладов Всеросс.научн.-техн.конфер. - Уфа. - Изд-во УНГТУ. - 2007.-С.15. ;
8. Баязитова В.Р., Давлеткужин М.З., Гарипов Т.Р., Немыкин Е.В. Методика прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий //Технологии нефтегазового дела: сб.научн.тр. — Уфа. - Изд-во УНГТУ. - 2007. - С.230-233. *
і «
9. Баязитова В.Р., Калмыков Ю.А., Давлеткужин М.З.,' Гарипов Т.Р., Немыкин Е.В. Статистический анализ эффективности геолого-технических
мероприятий и комплексирование технологий обработки ПЗГІ //Изв.ВУЗов
Ї
«Нефть и газ» №2. - 2009. - С.63-66. .
10. Белоусов В.А., Валеев М.Д., Набиев P.M. Исследование и разработка методов выноса жидкой фазы с забоев газовых скважин Уренгойского месторождения. - СПб.: ООО «Недра». - 2005. - 118с.