Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
нты а и b определяются по результатам экспериментальных исследований для каждого месторождения и зависят от состава природного газа. Например, для Ямбургского месторождения (Сеноманская залежь) a=19,9; b=-28,5.
Внизу, на рис. 4.2 приведена равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения.
Рис. 4.2 - Равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения
5. Определение и раiёт зон возможного гидратообразования, раiет расхода ингибитора на УКПГ - 5
.1. Определение и раiёт зон возможного гидратообразования в скважинах
Определение зон возможного образования гидратов проводят путем раiета давления и температуры по стволу газовой скважины (простаивающей или работающей) с построением графических зависимостей давления и температуры от глубины скважины. Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе газовой скважины, определяем глубины мест образования гидратной пробки. Последовательность выделения зоны возможного образования гидратов сводится к следующему. По результатам раiетов строятся кривые зависимости давления и температуры от глубины газовой скважины. Далее, перенося величину давления на ось, параллельную оси глубины скважины, создаем новую шкалу давлений соответствующих глубин. В этих новых координатах "давление-температура" (рис. 5.1) строим кривую равновесных условий гидратообразования (кривая 2). Точка пересечения кривой 1 и кривой 2 дает максимально возможную глубину гидратообразования как простаивающей, так и работающей газовой скважине. Для определения давления по стволу работающей газовой скважины воспользуемся выражением вида
, (5.1)
Где Рz - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;
Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;- дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.
, (5.2)
Где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м;
Средняя по интервалу раiета температура определяется как:
, (5.3)
Где Ту - устьевая температура, К;
Тz - температура на глубине Х, К.
Температура на заданной глубине Х расiитывается по уравнению:
, (5.4)
Где Г - геотермический градиент, К/м;
, (5.5)
гдеd1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
l - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб e;
В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:
, (5.6)
Где V - скорость движения газа, м/с;
n - кинематическая вязкость, м2/с.
Раiеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где l не зависит от числа Re и выбирается из табл. 5.1.
Таблица 5.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса
ПоказательВнутренний диаметр насосно-компрессорных трубd1, 10-2 м.2,544,03 5,036,2210,0316,8?10-27,5.10-36,0.10-34,8.10-34,0.10-33,0.10-3?0,0280,0270,0260,0250,0240,023Qmin, 3,76,515,028,037,570,0
Раiеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:
по формуле (5.4) определяем температуру Тх на глубине Х и далее по формуле (5.3) вычисляем среднее значение температуры в искомом интервале;
полагая, что давление на глубине Х равно Рх'=Ру, вычисляем среднее давление
, (5.7)
Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:
(5.8)
Далее, определяем значение величины 2S по формуле (5.2), по формуле (5.5), затем, по формуле (5.1) вычисляем давление Рz'' в работающей скважине на глубине Х.
По завершении раiетов проверим выполнение неравенства вида:
| Рz' - Рz'' | ? 0,05 (5.9)
Если вышеуказанное неравенство выполняется, то раiет iитается законченным.
В случае невыполнения неравенства (5.9), вычисляется новое значение Рср по формуле (5.7), подставляется вместо Рz' значение Рz'', и далее все раiеты повторяются до тех пор, пока не будет выполнено неравенство вида
| Рzi-1 - Рzi | ? 0,05, (5.10)
Где i - номер итерации.
В первом случае принимаем устьевое давление Ру=10,3 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут (время начального периода эксплуатации). Во втором случае устьевое давление Ру примем равным 2,1 МПа. Дебит скважины q=331 тыс.м3/сут, Н=1150 м.(скважина № 5028). Берём d=16,8 см., ?=0,023.
По формуле (5.11) мы можем определить температуру гидратообразования Тg на разных глубинах скважины. Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением
=19,9*(1+lg P)-28,5 (5.11)
Для вычисления Рz составлена программа на Visial Basic. Эта программа даёт значения температуры и давления в разных точках глубины скважины.
Результат работы программы приведён в приложении А. График зависимости температуры от давления по глубине скважины приведён ниже.
Рис. 5.1
Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования. Максимально возможная глубина гидратообразования, при данном дебите (при данной устьевой температуре и устьевом давлении) равна приблизительно 28 метров.
График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в работающей скважине (Рис. 5.2) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины работают в безгидратном р