Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 53 из 65

4.4.3.5. Технологический режим эксплуатации горизонтальных

газовых скважин, вскрывшей пласты с подошвенной водой[10]

Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных скважинах. В горизонтальной скважине степень вскрытия пласта не является фактором, влияющим на депрессию. Для горизонтальной скважины её совершенство по степени вскрытия определяется не толщиной пласта, а длиной полосы и горизонтальной части ствола. Поэтому допустимая депрессия на пласт, при которой достигается максимальное значение дебита, определяется не степенью вскрытия, а положением ствола относительно кровли и подошвы пласта. Перемещение ствола относительно кровли и подошвы незначительно снижает дебит горизонтальной скважины по сравнению с дебитом получаемом при симметричном по толщине расположением ствола (приблизительно на 3%). Поэтому при наличии подошвенной воды вполне естественно, что горизонтальная часть ствола должна быть приближена к кровле. Это позволяет получить некоторое преимущество в надежности безводной эксплуатации горизонтальной скважины, если депрессия на пласт заранее установлена. При этом, увеличение длины ствола линейно увеличивает безводный дебит при заданной допустимой величине депрессии на пласт. Т.о. главная задача обоснования технологического режима эксплуатации горизонтальной скважины заключается в установлении величин допустимой депрессии на основе геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта.

Места определения максимально допустимой депрессии в ГС. Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб.

4.5. Определение дебита скважины при безгидратном режиме её работы
Условия на давление и температуру для обеспечения безгидратного режима на забое и устье.

р_З р_р и Т_З  Т_Р; р_у < p_p и Т_у > Т_р, ,

где р_р , Т_Р - равновесные давление и температура гидратообразования.

Если ствол скважины проходит через зону вечной мерзлоты, то наличие этой зоны должно быть учтено. Если расчеты показывают, что при соответствующих дебитах скважины условие безгидратного режима не выполняется, то необходимо предусмотреть подачу ингибитора в скважину.

Уравнение для пластового давления при учете дроссель-эффекта

р_пл(t) = ( Т_пл -Т_р )/ D_{i cp} + p_p,

где D_{i cp} -среднеинтегральный в области дренажа коэффициент Джоуля - Томсона.

Соотношение для критического дебита

4.6. Влияние коррозийно- активных компонентов в составе газа на

технологический режим[10]
Факторы, приводящие к коррозии оборудования. Концентрация агрессивных компонентов в газе, давление и температура среды, скорость потока, минерализация воды, техническая характеристика используемого оборудования, влага, органические кислоты (муравьиная, уксусная, пропионовая , щалевая).

Способы ослабления коррозийного воздействия. Так как часть коррозийных факторов не поддаётся регулированию, при выборе технологического режима работы таких скважин следует исходить из возможности применения коррозийных материалов, антикоррозийных ингибиторов, установления оптимальных давлений, температур и скорости газа, а также правильного выбора конструкции скважин
4.6.1. Влияние углекислого газа
Параметры, влияющие на интенсивность коррозии, и характер их влияния. Интенсивность углекислой коррозии зависит от парциального давления углекислого газа и температуры среды, а именно, с ростом парциального давления СО₂ и температуры среды скорость коррозии увеличивается.

Для уменьшения коррозии в фонтанных трубах, задвижках, тройниках и шлейфах требуется изменение режима движения, так изменение режима движения газожидкостного потока в фонтанных трубах путём использования уплотнительных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в 2 раза.

При углекислотной коррозии существенное значение имеют минерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды.

Зависимость интенсивности от парциального уравнения. При парциальном давлении менее 0,05 МПа коррозии обычно не наблюдается. При парциальном давлении от 0,05 до 0,2 МПа коррозия возможна, но существенно зависит от температуры. При парциальном давлении более 0,2МПа коррозия интенсивна.

В процессе разработки парциальное давление СО₂ снижается, а объём водного конденсата увеличивается. Наиболее значительна зависимость интенсивности коррозии от парциального давления, поэтому при практически постоянных значениях скорости потока и температуры газа интенсивность коррозии снижается. Снижение парциального давления в 3 раза переводит коррозию из группы сверхвысокой (интенсивность порядка 5мм/год) до слабой (интенсивность коррозии 0,05-0,1мм/год).
4.6.2. Влияние сероводорода
Характер коррозии. Наиболее агрессивный компонент в составе природного газа, вызывающий наиболее интенсивную коррозию, сероводород Н₂S. Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание металла. При наличии сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл, в присутствии воды, приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. При этом с ростом прочности металла на разрыв и текучесть опасность сульфидного растрескивания увеличивается.

Зависимость интенсивности от парциального уравнения. . Основным фактором, определяющим интенсивность коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. Сероводород может вызвать серьёзную прогрессирующую коррозию уже при парциальном давлении 0,00015 МПа и выше.

4.6.3. Влияние воды
Роль воды в процессе коррозии. Количество поступающей в скважину воды при заданной концентрации углекислоты в газе предоопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО₂ с увеличением объёма воды в продукции скважины кислотность среды рН снижается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО₂ присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии.

Зависимость интенсивности коррозии от солевого состава воды. Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава воды. Присутствие в воде большого количества гидрокарбонатов ведёт к заметному подщелачиванию среды, снижению количества углекислоты, а, следовательно, и интенсивности коррозии. Воды жесткого характера меньше влияют на углекислотную коррозию, чем щелочные.

Зависимость интенсивности коррозии от органических кислот. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при наличии в газе углекислоты является одной из основных причин усиления интенсивности коррозии скважинного и промыслового оборудования.
4.6.4. Влияние скорости потока
Основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость и режимы течения газа (рис.4.21). В местах изменения направления потока и проходного сечения интенсивность коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и отсутствие коррозийного процесса в местах, где скорость пока меньше 10 м/с, показывают, что основной причиной коррозии является скорость.

Снижение скорости потока в фонтанных трубах может быть произведено путем увеличения диаметра фонтанных труб или снижения дебита. При установлении технологического режима, когда ограничивающим фактором является скорость потока, следует максимальным образом использовать возможность увеличения диаметра труб. В противном случае необходимо снизить дебит скважины или увеличить частоту смены фонтанных труб, что экономически невыгодно. В тоже время замена фонтанных труб малого диаметра на больший эффективна только в том случае, когда разовая замена полностью исключает опасность коррозии. Однако это возможно при очень низких скоростях потока газа в скважине.

Резкое уменьшение коррозии происходит при скорости меньшей критической.

Критическая скорость – это скорость, равная скорости звука в природном газе заданного состава

Возможные сечения, определения критической скорости:

сечение перехода от одного диаметра к другому;

устье скважины;

Основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозийно- активными компонентами в составе газа сводится к установлению такого технологического режима и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине скважины.

Ограничения на применение режима с заданной критической скоростью. Технологический режим работы скважины при заданной критической скорости потока, ограниченной интенсивностью коррозии, устанавливается достаточно редко, так как оборудование скважины сооружается из металла в антикоррозийном исполнении или эксплуатация осуществляется подачей антикоррозийных ингибиторов. Это связано с тем, что ограничение скорости при недостаточном его обосновании приводит к дополнительным затратам и повышению себестоимости газа.