Оптимізація втрат газу при продуванні свердловин шляхом використання пар

Размещено на http://www.allbest.ru/

88

|

ОПТИМІЗАЦІЯ ВТРАТ ГАЗУ ПРИ ПРОДУВАННІ СВЕРДЛОВИН ШЛЯХОМ ВИКОРИСТАННЯ ПАР

Б. Воловецький, О.М. Щирба

Аннотация

продування гідрат газ очистка

Для условий скважины № 60 Юльевского НГКМ рассмотрено потери газа при продувке с целью очистки от жидкости и гидратов. Показано, что продувка в атмосферу, часто применяемая на промыслах, приводит к значительным потерям газа и загрязнению окружающей среды. Потому с целью выноса жидкости газовым потоком рекомендуется использование ПАВ, что даст возможность уменьшить количество продувок и соответственно потерь газа.

Annotation

In the article for the conditions well 60 of Julievsk oil and gas-condensate field considered are gas losses when gas purgning with the purpose of clea ning liquidі and hydrates. It is shown, that purgning with air oftentimes used at fields leads to large gas losses and environmental contamination. It is recommended to us surface-active agents with the purpose of to carry up liquid by gas flow, what will qive an opportunity to reduce the number of purgnings and gas losses as well.

Виклад основного матеріалу

Забезпечення країни власним газом є чи не основною проблемою у нафтогазовій промисловості, оскільки Україна не в змозі забезпечити себе даним видом палива. Тому постає питання раціонального використання існуючого видобутку та вкладання інвестицій у розвідку і розробку нових свердловин та родовищ, що дасть змогу зменшити кошти на його придбання за кордоном.

При експлуатації газових свердловин нерідко виникають ускладнення: скупчення рідини (води і вуглеводневого конденсату) на вибої, свердловині, а також у понижених ділянках викидних ліній та гідратоутворення. Такі ускладнення призводять до зниження дебіту та порушення стабільної роботи свердловин.

Поява рідини, зокрема води, у свердловині може бути викликана багатьма причинами: у свердловину можуть надходити проміжні води з водонасичених пропластків, розміщених в продуктивному розрізі, неякісне цементування експлуатаційної колони, приплив води з верхніх водоносних горизонтів по тектонічних порушеннях, тощо.

На початковій стадії розробки рідину, що надходить, виносить газовим потоком, який має високу швидкість.

На завершальній стадії розробки газових родовищ при знижених дебітах газу можливе скупчення на вибоях конденсаційної води, яка випадає в стовбурі свердловини в результаті зменшення температури по шляху руху газу. Також на вибої може скупчуватися вуглеводневий конденсат, який випадає в пласті чи стовбурі свердловини при розробці родовищ на режимі виснаження пластової енергії.

Видалення рідини із свердловини та боротьба з гідратами на промислах переважно проводиться шляхом створення великого перепаду тиску між вибоєм та устям, тобто продуванням свердловини або викидних ліній. Часте проведення продування свердловин призводить до збільшення депресії на пласт і може викликати швидке обводнення, крім того, збільшаться втрати газу на процес продування. Отже, перед нами постає важливе завдання -- оптимізації втрат газу. Оптимізація втрат газу полягає у збільшенні періоду стабільної роботи свердловини шляхом зменшення кількості продувань, що призведе до економії газу, який втрачається під час продування.

Таблиця

Вихідні дані для розрахунку

Розглянемо процес продування на прикладі свердловини № 60 Юліївського НГКР, яка експлуатує горизонт В-19. Глибина свердловини становить 3640 м, інтервал перфорації -- 3552-3578 м. НКТ Ш73 мм спущені на глибину 3568 м.

У даний час свердловина працює з дебітом 80,0 тис.м³/доб при робочому тиску 9,5 МПа, пластовий тиск становить 15,3 МПа, вибійний -- 13,4 МПа.

Під час роботи даної свердловини на УКПГ з потоком газу надходить вода. Це сприяє утворенню гідратів, зниженню дебіту і відповідно робочого тиску. Тому періодично здійснюють продування трубного простору, а також викидної лінії. Такий захід проводиться з періодичністю 2 рази на тиждень.

Оцінимо кількість газу, яка спалюється на амбарі при продуванні свердловини № 60, використовуючи вихідні дані з таблиці.

Визначимо відносну густину газу в повітрі за формулою [1]

,

.

Визначимо середньокритичні значення тиску і температури [2]

МПа,

К,

МПа,

К.

Визначимо середні значення тиску і температури

,

де: Р_виб - вибійний тиск, МПа,

Р_у - тиск на усті, МПа;

11.560 МПа,

,

=325.966 К,

де: Т_виб - температура на вибої свердловини, К,

Т_у - температура на усті свердловини, К.

Визначимо приведені значення тиску і температури за формулами [3]

,

,

2.504,

1.545.

Визначимо коефіцієнт надстисливості газу при середніх значеннях тиску і температури

:

,

= 0,832.

Визначимо коефіцієнт динамічної в'язкості газу

,

,

,

=0.693.

, кг/моль,

, кг/моль.

,

=0.043.

= 0,0129 мПас.

Оскільки с_пр знаходиться в межах , то м визначимо за формулою

= 0,0183 мПас.

Визначимо число Рейнольдса за формулою

,

де: - дебіт свердловини, тис.м³/доб;

- внутрішній діаметр НКТ, см;

- коефіцієнт динамічної в'язкості газу, мПас.

=852007.756.

Визначимо відносну шорсткість труб за формулою

,

де - абсолютна шорсткість труб, мм.

Оскільки труби не нові, то приймемо =0.15 мм

=0.0048.

Визначимо коефіцієнт гідравлічного опору за формулою

,

= 0,025.

Визначимо

,

де: ,

=0.305,

= 0,00224.

Визначимо коефіцієнт динамічної в'язкості і надстисливості газу за формулою

,

де і - коефіцієнти, які залежать від приведеної температури; оскільки в нас , то з таблиці 7.2 1 ; ;

- коефіцієнт динамічної в'язкості газу при атмосферному тиску і температурі;

З практичного досвіду відомо, що продування свердловини здійснюється переважно протягом 20-25 хвилин. Перші 10 хвилин при продуванні свердловини №60 тиск на усті змінюється від 9.0 до 7.5 МПа, тобто піднімається і знижується залежно від кількості рідини, що виноситься газовим потоком, а наступні 15 хвилин тиск змінюється від 7.5 до 6.0 МПа.

Тому при підрахунку кількості газу, що спалюється на амбарі при продуванні, потрібно розглядати два випадки.

Перший випадок -- середній тиск на усті свердловини Р_у=8.25 МПа при продуванні протягом 10 хвилин; другий випадок -- середній тиск на усті свердловини 6.7 МПа при продуванні протягом 15 хвилин.

Розглянемо нижче ці два випадки.

Визначимо дебіт свердловини за умови, що тиск на усті Р_у=8.25 МПа, виходячи зі спільного розв'язання рівняння припливу газу до свердловини і формули Адамова,

Де А, В - коефіцієнти фільтраційних опорів;

тис.м³/доб.

Визначимо кількість газу, яка витрачається при продуванні протягом 10 хвилин за умови, що тиск на усті Р_у=8.25 МПа

, тис.м³/год,

де - час продування у хвилинах.

=0.674 тис.м³/год.

Визначимо дебіт свердловини за умови, що тиск на усті Р_у=6.7 Мпа, виходячи зі спільного розв'язання рівняння припливу газу до свердловини і формули Адамова,

тис.м³/год.

Визначимо кількість газу, яка витрачається при продуванні протягом 15 хвилин за умови, що тиск на усті Р_у=6.7 МПа

, тис.м³/год,

де - час продування у хвилинах.

=1.234 тис.м³/год.

Знайдемо загальну кількість газу, яка витрачається при продуванні за формулою:

, тис.м³,

=1.908 тис.м³.

З результатів виконаного розрахунку видно, що при продуванні свердловини № 60 протягом 10 хвилин із зниженням тиску, втрати газу становлять 0.674 тис.м³/год, а при продуванні протягом 15 хвилин із зниженням тиску втрати газу -- 1.234 тис.м³/год.

Загальна втрата газу при продуванні складає 1.908 тис.м³, а за місяць - 15.264 тис.м³. Хоча продування свердловини вважається одним з найкращих методів боротьби з гідратами та очищення свердловини від рідини, проте має свої недоліки. По-перше, при частих продуваннях можливе руйнування привибійної зони і підтягування конуса підошовної води, по-друге, супроводжується значними втратами газу і, по-третє, забруднюється навколишнє середовище.

З вищенаведеного можна зробити висновок, що слід вживати заходів для запобігання скупченню рідини на вибої та утворенню гідратів по стовбуру свердловини.

Перед застосуванням будь-якого заходу потрібно встановити причину потрапляння рідини у свердловину, її склад, густину, вміст у рідині вуглеводневого конденсату і його фізико-хімічні властивості тощо.

Одним з ефективних методів оптимізації втрат газу при продуванні свердловин є винесення рідини з газових свердловин за допомогою закачування піноутворюючих поверхнево-активних речовин (ПАР). При введенні піноутворювачів у пластову рідину і взаємодії з газом у свердловині утворюється піна. Піна виноситься газовим потоком на поверхню, оскільки густина піни менша, ніж густина рідини. Слід зазначити, що застосування пін створює умови для спінювання рідини і її винесення з використанням енергії природного газу.

Закачування ПАР у газові свердловини Юліївського НГКР дасть змогу ефективніше експлуатувати свердловини, що поступово обводнюються, зменшити втрати газу на продування та продовжити термін стабільної роботи за рахунок кращого винесення рідини.

Література

1. Середа Н.Г., Сахоров В.А., Тимофеев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. М.: Недра, 1986. С. 325.

2. Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докт. техн. наук В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С. Яремійчука. К. Львів, 1996. С. 620.

3. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. М.: Недра, 1975. 415 с.

4. Волков М.М. и др. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.

Размещено на Allbest.ru