Гидратообразование в газовых скважинах Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от молекулярной характеристики: • молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями — проходами; • канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы клатраты образователи создают кристаллическую решетку с трубчатыми полостями; • слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующих клатрат, и молекул включений; • комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула включение; • линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющими трубкообразную форму; • клатраты, образуемые в тех случаях, когда молекулы включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.
Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов • • наличие газов и их состав; фазовое состояние и состав воды; температура; давление. Состав газа определяет условия образования гидратов: чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре.
В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент — метан, содержание которого достигает 98— 99%. Наряду с метаном входят и более тяжелые углеводороды. Эти газы относятся к категории «сухих» . Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.
Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места интенсивного гидратообразования необходимо знать влагосодержание газа в различных частях системы движения газа в различных термодинамических условиях. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газов в воде снижается. Процесс образования газовых гидратов состоит из стадии образования зародышей кристаллизации и стадии сорбционного роста кристаллогидрата вокруг зародышей, (по Ю. Ф. Макогону).
Установлено, что формирование центров кристаллизации происходит на поверхности: • • • Свободного контакта: а. жидкая вода газ; б. жидкая вода сжиженный газ; Капельно пленочной воды, сконденсировавшейся в объеме газа; Газовых пузырьков, выделяющихся в объеме воды; Капель диспергированного сжиженного газа, испаряющегося в объеме свободного газа, насыщенного парами воды; Контакта вода — металл, где происходит сорбция молекул газа, растворенного в воде.
Успешность борьбы с гидратообразованием в скважинах зависит от знания фазовых переходов гидрат— лед—вода. Сложность изучения особенностей этих переходов вызвана большой длительностью восстановления равновесия, что обусловлено продолжительностью процесса перекристаллизации каркаса ячейки гидрата, а также диффузией и десорбцией освобождающегося газа. Образующийся в результате разложения газовых гидратов (в качестве гидратообразователя брали метан и пропан) лед имеет ряд особенностей, указывающих на наличие его новой структурной модификации. Лед, образующийся после разло жения газовых гидратов, имеет очень развитую поверхность, с высокой сорбционной способностью, определяемой температурой и давлением.
Образование гидратов в ПЗП, стволе скважин, газопроводе. • • В призабойной зоне пласта гидраты могут образовываться при: снижении температуры в ПЗП в результате высокой депрессии при отборе газа; закачке в пласт холодной воды в период заканчивания или ремонта скважины; закачке охлажденного газа в подземное хранилище газа; охлаждении ПЗП в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и т. д.
Наиболее часты случаи гидратообразований в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации. Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных участ ках разреза пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация может привести к полной закупорке ствола скважин. Длина гидратных пробок достигает сотен метров. При этом могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонны.
Способы борьбы с гидратообразованием Для удаления гидратных пробок применяют ряд методов, самым простым из которых является промывка скважины горячим солевым раствором (t = 70 80°С). Если эксплуатацию скважины осуществляют фонтанным способом или с помощью УЭЦН, то гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, при помощи ГТ и установки для нагрева технологической жидкости. Возможным способом доставки нагретой жидкости теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между эксплуатационной и колонной НКТ. Например, к настоящему времени специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз» накоплен определенный опыт по проведению подобных работ.
Широко распространены ингибиторные методы борьбы с отложениями газогидратов. В качестве ингибиторов гидратообразования используются метанол и этиленгли коль. Эффективность их применения зависит от условий гидратообразования и удаления. Наряду с ингибиторами и теплом были предприняты попытки применения высокочастотных (ВЧ) и сверхвысокочастотных (СВЧ) электромагнитных полей (ЭМП) ввиду специфических особенностей взаимодействия этих полей с дисперсными системами. Требуется доработка этих методов и создание новых, нетрадиционных.
Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах. При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.
На образование и характер пластической области влияют • перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; • действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; • ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; • темпы отбора пластового флюида, и др.
Вынос песка обычно увеличивается: • с ростом отбора продукции, • при увеличении водонефтяного фактора, • истощении эксплуатируемого пласта Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0, 3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.
Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи. В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол интенсифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок.
Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах. • механические методы, предполагающие создание искусственных перемычек, предотвращающих доступ песка в скважину; • химические методы, основанные на закачке в пласт веществ, впоследствии твердеющих и цементирующих песок; • комбинированные методы, предполагающие использование механических фильтров и химическое закрепление зерен песка.
При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16 175° С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы. К технологическим методам предотвращения пескопроявления в скважинах относится прежде всего регулирование от боров флюидов из скважины. При этом определенное значе ние имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка.
• • • Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако, чем выше скорость подъема (отбора жидкости из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта. Чтобы этого не допустить, применяют мероприятия: используют подъемные трубы уменьшенного диаметра, подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин, полые насосные штанги, хвостовики, скребки завихрители, глубинные насосы с плунжером «пескобрей» и др.
Скребки-завихрители устанавливают, как правило, на первой штанге над глубинным штанговым насосом и создают вихревое движение жидкости, скорость которого увеличивается у стенок труб и препятствуют оседанию песка над насосом. С целью предупреждения заклинивания плунжера насоса применяются полые штанги — НКТ диаметром 33, 42, 48 мм. Жидкость из насоса непосредственно направляется в полые штанги, не соприкасаясь с трущимися поверхностями насоса, что полностью исключает заклинивание плунжера. Для обвяз ки насосной установки с выкидной линией используется гиб кий шланг либо специальная арматура. Подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин применяется при эксплуатации малодебитных скважин с обильным поступлением песка в них с целью обеспечения достаточной для выноса песка скорости флюида. Этот метод при меняется при обязательном спуске хвостовика до нижних отверстий фильтра обсадной колонны.
Удаление песчанных пробок из скважин При образовании песчаных пробок на забое скважин, несмотря на принимаемые меры по их предупреждению, дебит скважин снижается или скважина полностью прекращает подачу продукции. Требуется проведение текущего ремонта по удалению песчаной пробки с забоя скважины. Для этого применяется прямая или обратная промывка ствола скважины, при этом нижний конец НКТ оборудуется специальными наконечниками, либо используется струйный насос, а в трудных случаях при сильно уплотненных песчаных пробках — гидробур.
При прямой промывке рабочую жидкость нагнетают в НКТ, спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колон ной и промывочными трубами. По мере размывания пробки НКТ наращивают. С целью повышения эффективности разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают специальные наконечники. Наконечники для колонны промывочных труб: а – фрезер – мундштук Мельникова; б – фреза; в – карандаш; г – кососрезанная труба (перо)
Существенным недостатком прямой промывки является низкая скорость восходящей струи. При больших диаметрах эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывочной жидкости, что связано со значительным повышением давления на выкиде насоса. При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насоснокомпрессорным трубам. Промывка песчаных пробок является одним из самых простых способов их ликвидации.
В случаях когда отсутствует возможноть в применение промывки (состояние обсадной колонны, большая приемистость пласта и др. ) используют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке. Установка для очистки скважин указанным способом состоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхностного оборудования (шланги, вертлюга, приспособления для долива воды). Схема струйного насоса Рабочая жидкость подается под напором по трубе 1 от агрегата к соплу 2. Вследствие того, что она движется с большой скоростью в камеру смешения 3 диффузора 4, в полости 5 создается разрежение. В камеру смешения начинает поступать жидкость с размытым (с помощью специальных сопел) песком.
Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин Фильтры изготавливаются из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные фильтры, заполняемые песком иди другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта. Первые три конструкции фильтров обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются. Гравийные набивки обеспечивают искусственное закрепление пород в ПЗП.
В необсаженном продуктивном интервале, сложенном слабосцементированными песчаниками, наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт признано заканчивание скважин с созданием гравийного фильтра. При осуществлении этого метода скважину бурят и крепят эксплуатационной колонной до кровли продуктивного пласта, который затем вскрывают пилотным стволом с отбором керна, если это необходимо для определения фракционного состава пластового песка.
Для создания гравийных фильтров в необсаженном продуктивном интервале ствола скважин при их заканчивании необходимы следующие технические средства и материалы: • • • расширитель для увеличения диаметра пилотного ствола; гравий и фильтр каркас гравийной набивки; управляемая циркуляционная муфта; пакеры для подвески компоновки фильтра хвостовика в нижней части эксплуатационной колонны и герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и компоновкой; а также для изоляции непродуктивных пропластков — при необходимости; установочный инструмент для спуска и установки в скважине компоновки фильтра хвостовика, для управления плашками и передачи нагрузки на пакер подвеску; устройство с узлом перекрестных потоков — для намыва гравия через циркуляционную муфту за фильтр каркас, уп лотнения гравийной набивки промывкой и др. ; технологическая оснастка компоновки фильтра хвостовика (глухая башмачная пробка, башмачный патрубок, центраторы, контрольный фильтр и др. ); устьевое оборудование, обеспечивающее спуск подъем и вращение инструмента с циркуляцией (прямой и обратной); гравиесмесительная установка для приготовления и по дачи в скважину смеси гравия с жидкостью носителем; фильтровальная установка для тонкой очистки жидкости носителя гравия от механических примесей; технологические емкости для промывочной жидкости и жидкости носителя, насосные агрегаты, нагнетательные и прочие трубопроводы для обвязки наземного оборудования; химические реагенты для приготовления промывочной жидкости и жидкости носителя.
Скачать презентацию Гидратообразование в газовых скважинах Гидраты газов представляют собой
18_Гидратообразование в газовых скважинах.ppt