аааааааааа. томск. Оценка перспектив использования технологий создания газогидратных барьеров при
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
2.3. Опыт применения газогидратов для контроля конусообразования Как отмечалось ранее, во время разработки месторождений с нефтяной оторочкой и газовой шапкой существует опасность прорыва газа в нефтяные добывающие скважины, который является причиной снижения дебита нефти, блокировки части нефтяных запасов, снижении коэффициента нефтеизвлечения и увеличении времени разработки залежи. В то же 43 время известно, что при определенных термобарических условиях (низкая температура и высокое давление) смесь воды и газа образует твердое льдоподобное соединение под названием «газовые гидраты» (данный феномен будет описан в следующем подразделе). Поэтому, проблема прорыва газа из газовой шапки в нефтяную оторочку на месторождениях с низкой пластовой температурой может быть решена с помощью создания газогидратного барьера, который заблокирует газовую шапку от нефтенасыщенной части залежи. Несколько российских ученых предпринимали попытки целенаправленного создания газогидратов в пласте. Для лучшего понимания идеи данной технологии стоит рассмотреть примеры ее развития. Абраев в своей статье [17] и Синцов в своей патентной работе [18] отмечали, что на данный момент существует значительное количество методов эффективной разработки запасов нефтяной оторочки, однако все они не применимы в настоящее время, так как требуют доработки или серьезной адаптации к условиям месторождения. Особенно, данный факт относится к экстремальным условиям месторождений Ямала и Восточной Сибири. Поэтому, на данных месторождениях до сих пор самой популярной технологией замедления прорыва газа является бурение горизонтальных скважин на наибольшем расстоянии от ГНК, насколько это возможно. Соответственно, существует насущная потребность в создании новой эффективной технологии, которая исключит недостатки всех предыдущих методов. Такой технологией может стать создание газогидратных барьеров. Суть технологии Абраева и Синцова заключается в первоначальном бурении вспомогательного нагнетательного горизонтального ствола, который должен располагаться на уровне газонефтяного контакта и иметь одинаковую длину с основным добывающим горизонтальным стволом скважины (Рисунок). 44 Рисунок 2.9. Схема расположения нагнетательного и добывающего горизонтальных стволов [17] Вспомогательный нагнетательный ствол планируется бурить с целью временной работы. Поэтому его заканчивание не требует цементирования или установки фильтра- хвостовика. После строительства данного ствола начинается закачка воды до того момента, как приемистость скважины не снизится в 10 раз. Данное снижение приемистости подтвердит начало образования газовых гидратов. В результате действий, описанных выше, формируется водяной слой эллипсоидальной форм. Данный слой воды взаимодействует с газом газовой шапки, и подобное взаимодействие приводит к образованию газовых гидратов. В конечном итоге формируется газогидратный барьер над интервалом дренирования добывающего ствола скважины, который непроницаем для пластовых флюидов. Исходя из того, что в зонах дренирования скважин – минимальные давления в пласте, именно в этих зонах существует наибольшая вероятность конусообразования. Данная вероятность может быть исключена благодаря сформированному гидратному барьеру. Следующий этап – бурение основного добывающего горизонтального ствола из того же самого вертикального основания, что и бурение вспомогательного нагнетательного горизонтального ствола. Добывающий ствол располагается на минимальном расстоянии от ВНК и оборудован щелевым фильтром-хвостовиком. После строительства обеих скважин и ликвидации вспомогательного ствола, основной ствол пускают в эксплуатацию. Минимальное забойное давление должно быть не менее давления начала образования гидратов при существующей пластовой температуре. 45 Основные условия стабильного существования гидратов заключаются в подходящем сочетании пластовых температуры и давления. Многие месторождения Восточной Сибири удовлетворяют данным условиям. Идея создания газогидратного барьера как инструмента для контроля образования конуса газа и увеличения нефтеотдачи нефтяной оторочки также была предложена в работе Кайгородова [19]. Его идея заключалась в закачке холодной воды в газовую шапку на месторождениях с низкой пластовой температурой, при взаимодействии которой с пластовым газом начнется процесс гидратообразования в пласте при подходящих термобарических условиях. Более того, он утверждал, что нагнетание дополнительного количества воды в пласт будет способствовать поддержанию существующего пластового давления, облегчая процесс гидратообразования. Также, по утверждению Кайгородова, важна последовательность бурения скважин: изначальное бурение нагнетательных стволов в область газовой шапки, нагнетание воды и выжидание определенного промежутка времени для образования гидратов, последующее бурение добывающих стволов и разработка запасов нефтяной оторочки в безгазовом режиме. Еще одна работа, посвященная полезному использованию газогидратов в пласте, принадлежит Афанасьеву и Малышеву [20]. Их метод применим в определенных термобарических условиях: при давлении более 1 МПа и температуре – менее 20 °С. Суть метода заключается в том, что закачивается пресная вода в интервал скважины, где с помощью геофизических инструментов был обнаружен прорыв газа. Вода закачивается при температуре выше пластовой с целью увеличения площади распространения воды в пласте без преждевременного образования газовых гидратов. Специальный греющий кабель устанавливается в скважине в это время для того, чтобы гидраты не образовывались в самом стволе скважины. Последующее закрытие скважины необходимо для уравнивания пластовой температуры и температуры закачиваемой воды. Затем скважина пускается в эксплуатацию, и газ газовой шапки начинает вытеснять воду из порового пространства, стремясь попасть в скважину. Оставшаяся пресная вода и газ взаимодействуют, образуя газовые гидраты в пластовых условиях. Уменьшение дебита скважины позволяет сделать вывод о том, что газогидратный барьер успешно сформировался. Удельный объем газогидратных кристаллов на 20 % больше, чем удельный объем пресной воды. Этот факт позволяет сделать вывод о том, что гидраты полностью закупоривают поровое пространство. Оптимальный радиус гидратного барьера в данном случае равен 10 м. Опробование данного метода впервые было проведено на водонасыщенных образцах керна, длина которых составляла 3 см и проницаемость была равна 0,1 мД, с использованием 46 технологии вытеснения газом. Полученные результаты свидетельствовали о том, что через некоторое время произошло резкое снижение газовой и водной фазовых проницаемостей, а в дальнейшем – полная блокировка потока флюидов в образце при изменении давления до 10 МПа. Также данный метод был опробован на Талаканском месторождении, расположенном в Якутии, в Восточной Сибири (пластовая температура = 12 °С, пластовое давление = 15 МПа, минерализация пластовой воды = 415 г/л). Пластовая вода в призабойной зоне пласта была заменена на пресную путем закачки пресной воды, и через некоторое время при дренаже газа через интервал породы, насыщенной пресной водой, начали образовываться гидраты. В итоге, был сделан вывод, что данная технология является перспективной благодаря своей дешевизне и эффективности. Однако существует не только положительный опыт применения газогидратов. Так, в работе Маляренко и др. [21], искусственное образование распространенного и стабильного барьера газогидратов для изоляции газонасыщенной части не удалось для пластовых условий Лянторского и Федоровского месторождений. Результаты попытки образования данного барьера продемонстрировали, что эффект газоизоляции длится не более 1-2 месяцев. В дальнейшем гидраты разрушаются. Однако данный негативный опыт не представляется репрезентативным, так как Лянторское и Федоровское месторождения не являются месторождениями, имеющими низкую пластовую температуру. Пластовая температура их залежей составляет 56-68 °С. Данная температура слишком высока, чтобы создать постоянное давление для стабильного существования гидратов. Охлаждение залежи может быть достигнуто путем интенсивного дренажа газа [22]. Однако данный выход из ситуации существует только в теории, так как практически невозможно снизить пластовую температуру на 50-60°С [20]. Поэтому метод создания газогидратного барьера рекомендуется только для месторождений с низкой пластовой температурой, позволяющей создать данный барьер и сохранить его стабильным в течение необходимого промежутка времени. Выводы по подразделу: 1. В суровых северных условиях месторождений Ямала и Восточной Сибири большой проблемой представляется борьба с конусообразованием. На данный момент самой популярной технологией изоляции газа газовой шапки является бурение горизонтальных добывающих стволов на наибольшем расстоянии от ГНК. 47 2. Необходимо найти простое в применении, но одновременно эффективное средство решения данной проблемой. Таким средством, на взгляд автора данной работы, является создание непроницаемого газогидратного барьера на уровне ГНК. 3. Анализ описанных в литературных источниках технологий показал, что на данный момент существует очень ограниченный опыт полезного использования газогидратов для изоляции, требующий дополнительных исследований и доработки. 4. Метод создания газогидратного барьера рекомендуется только для месторождений с низкой пластовой температурой, позволяющей создать данный барьер и сохранить его стабильным в течение необходимого промежутка времени. 2.4. Общие сведения о газовых гидратах Газовые клатраты (широко известные как гидраты) представляют собой кристаллические льдоподобные соединения, возникающие в результате формирования водой клеткообразных структур вокруг более мелких гостевых молекул газа [23]. Способность воды образовывать гидраты обуславливается наличием водородной связи. Данная связь выстраивает молекулы воды в определенных направлениях. Кроме того, в присутствии определенных соединений, выстроенные молекулы воды стабилизируются и, соответственно, образуется твердый раствор. Молекулы воды носят название «молекулы-хозяева», в то время как стабилизирующие газогидраты соединения относятся к «молекулам-гостям». Кристаллы гидратов представляют собой трехмерные сложные структуры, в пределах которых молекулы воды формируют каркас, а гостевые молекулы заключены в пределах этого каркаса. Такая стабилизация, полученная в результате присутствия гостевых молекул, предположительно контролируется Ван-дер-Ваальсовыми силами. Еще одним интересным фактом о газовых гидратах является то, что между молекулами-хозяевами и молекулами-гостями не существует никаких химических и физических связей. Таким образом, молекулы-гости способны свободно вращаться в пределах каркаса, созданного молекулами воды. Все вышеупомянутые факты позволяют утверждать, что гидраты представляют собой твердый раствор. Существует 3 обязательных условия для образования гидратов: 48 Определенные термобарические условия. Гидраты образуются при низких температурах и высоких давлениях. Точные значения давления и температуры напрямую зависят от состава гидратообразователя (в случае месторождения – природного газа). Также точные значение температуры должно быть больше температуры замерзания воды (0 °С). Наличие гидратообразователя. Для примера, газовые гидраты, распространенные в газовой промышленности, представляют собой соединения молекул воды и молекул- гидратообразователей: метана, этана, пропана, н-бутана, изобутана, диоксида углерода, азота и сероводорода. Наличие достаточного количества воды. Ускорение процесса гидратообразования может быть вызвано: Турбулентностью потока (большой скоростью и сильным перемешиванием). Образованием центров кристаллизации гидратов (место, в которых легко происходит изменение агрегатного состояния вещества – из жидкого в твердое). В трубах – сварные швы, соединительные части и так далее. Наличием свободной воды. Ее присутствие в избыточном количестве также ускоряет процесс гидратообразования. Существует два различных распространенных типа структур гидратов, которые обозначаются как Тип I и Тип II или Структура I и Структура II (Таблица 2.1). Обе структуры включают определенное количество полостей, образованных молекулами воды, большого и маленького размера. Только молекулы-гости с определенной геометрией и размером способны заполнять эти полости. Третий тип структуры гидратов – тип Н – также может быть встречен, но значительно реже (Рисунок 2.30) [24]. 49 Таблица 2.1. Сравнительные характеристики структур гидратов I и II типов Рисунок 2.30. Структуры гидратов 50 Выводы по подразделу: 1. В общем случае, скопления гидратов представляют собой серьезную проблему, закупоривая трубопроводы и тем самым способствуя порывам трубопроводов и другим более серьезным авариям. 2. Однако в данном случае, гидраты представляют собой полезный инструмент для контроля образования конуса газа, закупоривая поры порового пространства породы. 3. Природный газ обычно образует гидраты II типа. 2.5. Выводы по разделу На месторождениях с нефтяной оторочкой и газовой шапкой существует проблема борьбы с конусообразованием воды и газа. Однако газовые конусы встречаются гораздо чаще. Литературный обзор показал, что на данный момент большинство методов борьбы с конусообразованием газа существуют лишь в теории, промысловый опыт очень ограничен. Перспективным представляется использование жидкостных барьерных технологий на уровне ГНК. Газонефтяные залежи, как и все природные объекты, различаются по геологическим условиям и строению, характеристикам коллекторов, свойствам пластовых флюидов и т.п. Исходя из этого, невозможно создать универсальные технологии и составы для реализации одних и тех же жидкостных барьеров на разных пластах. Исследования, оборудование для закачки, необходимые материалы требуют дорогостоящих затрат. Условия Ямала и Восточной Сибири суровы, газонефтяные месторождения часто характеризуются низкой пластовой температурой (например, НГКМ Д). В данных условиях представляется перспективным для борьбы с образованием конуса газа создание газогидратных барьеров на ГНК. Существует очень ограниченный опыт применения газогидратов для целей газоизоляции, в данной работе будет подробно рассмотрена идея создания газогидратного барьера. 51 3. ANALYTICAL CALCULATIONS 3.1. Evaluation of hydrate stable existence conditions for certain natural gas composition The main problem during the designing of processes that involve hydrates is to predict the conditions of temperature and pressure at which there will occur hydrates formation. Hand calculation methods are suitable for hydrate formation and existence conditions rapid estimation but they are frequently not highly accurate. Besides, the problem of estimating the hydrate formation conditions is too difficult in the presence of liquid hydrocarbons for calculations by hand [24]. That is why, calculation of the hydrate formation conditions was made in two ways: using software package CSMHYD (Colorado School of Mines in Golden, Colorado) and by several hand calculation methods. Table 3.1. Input data Input data Natural gas composition Component CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 iC 4 H 10 nC 4 H 10 iC 5 H 12 nC 5 H 12 C 6 H 14 CO 2 N 2 H 2 He 𝑉 𝑖 % об 85.58 4.25 1.47 0.18 0.42 0.09 0.1 0.06 0.03 7.36 0.04 0.4 Natural gas density ρ g , kg/m 3 0.768 Natural gas specific gravity (relative density) γ g , u.f. 0.637 Formation temperature T, °C 9 3.1.1. Gas Gravity Method This method was proposed by Professor Katz and his colleagues in the 1940. It is a simple method involving only a single graph of P vs T with the natural gas specific gravity as a third constituent (Fig. 3.1). 52 Figure 3.1. Hydrate locus for sweet natural gas [24] Here, as it can be seen hydrate formation pressure is equal P hform =2.7 MPa=27 atm. Consequently, this pressure is the minimum pressure at which (under the condition that temperature is equal 9°C and gas specific gravity is equal to 0.637 u.f.) hydrates may exist. The main drawback of this method is that it accounts only for the relative density of natural gas and does not take into consideration composition of natural gas. 3.1.2. Skhaliakho and Makogon Method This method describes gas hydrate formation conditions in the form of following formula: 𝑙𝑔𝑃 = 𝛽 + 0.0497(𝑡 + 𝑘 ∙ 𝑡 2 ) (3.1.2.1) where P – pressure, atm; t – temperature, °C; k and β – parameters that are related to specific gas gravity. Table 3.2. k and β parameters [44] 53 𝑙𝑔𝑃 = 0.9 + 0.0497(9 + 0.006 ∙ 9 2 ) 𝑙𝑔𝑃 = 1.37 𝑷 𝒉𝒇𝒐𝒓𝒎 = 𝟐𝟑. 𝟐 𝒂𝒕𝒎 Drawback of this method is the same as in previous technique. 3.1.3. Ponomarev Method This method is also empirical and is described by the relationship: 𝑙𝑔𝑃 = 2.0055 + 0.0541(𝐵 + 𝑇 − 273.1), 𝑇 > 273.1 𝐾; (3.1.3.1) 𝑙𝑔𝑃 = 2.0055 + 0.0171(𝐵 1 − 𝑇 + 273.1, 𝑇 > 273.1 𝐾. (3.1.3.2) where P – pressure, kPa, T – temperature, K. Empirical parameters of B and B 1 related to ɛ – gas reduced density: 𝜀 = ∑ 𝑔 𝑖 ∙ 𝛾 𝑖 ∑ 𝑔 𝑖 (3.1.3.3) where γ i – relative density of i-component of gas that is able to form hydrate; g i – mole fraction of i- component of gas that is able to form hydrate. Table 3.3. V i and ρ i parameters Component CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 iC 4 H 10 nC 4 H 10 iC 5 H 12 nC 5 H 12 C 6 H 14 CO 2 N 2 H 2 He 𝑉 𝑖 % об 85.58 4.25 1.47 0.18 0.42 0.09 0.1 0.06 0.03 7.36 0.04 0.4 ρ i , kg/m 3 0.656 1.356 2.0037 2.51 2.703 3.22 3.457 3.845 1.98 1.25 0.09 0.18 𝑔 𝑖 = 𝜌 𝑖 𝜌 𝑎𝑖𝑟 (3.1.3.4) Table 3.4. g i calculation results Component CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 iC 4 H 10 nC 4 H 10 iC 5 H 12 nC 5 H 12 C 6 H 14 CO 2 N 2 H 2 He g i ,u.f. 0.544 1.125 1.662 2.082 2.242 2.671 2.87 3.19 1.64 1.04 - - 𝜀 = 0.64 |