аааааааааа. томск. Оценка перспектив использования технологий создания газогидратных барьеров при
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
3.2.1.3. Critical rate in presence of barrier It is necessary to know what increase in production rate will be in the presence of barrier for the purpose of comprehension of barrier installation profitability [42]. The barrier size must be a reservoir rock properties and wellbore constants function. Thus, an expression that ties all these functional dependence together is the equation of critical coning rate. Thus, analysis leading to selection of the barrier size starts with critical rate equation generalization. So, Muskat critical rate equation may be written as: 𝑞 𝑐𝑔 = 𝐶 𝑜 ln 𝑟 𝑒 𝑟 𝑤 + 𝑆 𝑝𝑝 (3.2.1.3.1) where 70 𝐶 𝑜 = 2𝜋𝑘 𝑜 ℎ(𝜌 𝑜 − 𝜌 𝑔 )𝑔ℎ 𝑎𝑝 𝐵 𝑜 𝜇 𝑜 (3.2.1.3.2) When a barrier of radius r b has been formed at the GOC level, the applicable equation for new critical rate estimation becomes: 𝑞 𝑐𝑔 ′ = 𝐶 𝑜 ln 𝑟 𝑒 𝑟 𝑏 + 𝑆 𝑝𝑝 (3.2.1.3.3) Obviously, q cg ’ must be greater than or equal to q cg or else the idea of barrier creation will be useless. By the same arguments, ln(r e /r w )+S pp must be greater than ln(r e /r b )+S pp . So, ln(r e /r w )+S pp equals to ln(r e /r w )+S pp if and only some constant (γ+S pp) is substracted from it. Applying this knowledge, expression q cg ’ may be rewritten: 𝑞 𝑐𝑔 ′ = 𝐶 𝑜 (ln 𝑟 𝑒 𝑟 𝑤 + 𝑆 𝑝𝑝 ) − (𝛾 + 𝑆 𝑝𝑝 ) = 𝐶 𝑜 (ln 𝑟 𝑒 𝑟 𝑤 − 𝛾) (3.2.1.3.4) Thus, the comparison of equations 3.2.1.3.3 and 3.2.1.3.4 gives after simplification: 𝑟 𝑏 = 𝑟 𝑤 𝑒 𝛾 (3.2.1.3.5) To restrict the barrier radius, it is obvious that the maximum value of γ should be such that the equation 3.2.1.3.4 denominator remains be positive. To achieve that: 𝛾 𝑚𝑎𝑥 = ln 𝑟 𝑒 𝑟 𝑤 (3.2.1.3.6) Thus, 𝛾 𝑚𝑎𝑥 = ln 656.17 0.246 = 7.89 Then, critical rates under different barrier radius conditions were estimated (Tab. 3.10) and the plot of barrier radius vs new critical rate was constructed (Fig. 3.12). 71 Table 3.10. Critical rates in presence of barrier γ e γ =r b /r w r b =r w ∙e γ , ft r b , m ln(r e /r b +S pp ) ln(r e /r w +S pp )/ln(r e /r b +S pp ) Q oc ', STB/day Q oc ', t/day 0 1 0.246 0.075 7.89 1 21.686 2.862 1 2.718 0.669 0.204 6.902 1.144 24.816 3.275 2 7.388 1.818 0.554 5.924 1.332 28.965 3.822 3 20.08 4.941 1.506 4.982 1.584 34.639 4.571 4 54.58 13.43 4.093 4.125 1.914 42.538 5.613 5 148.34 36.5 11.125 3.433 2.299 53.178 7.017 6 403.18 99.207 30.238 2.976 2.652 65.538 8.648 7 1095.8 269.65 82.188 2.737 2.884 76.250 10.062 Figure 3.12. Dependence of critical rate value on barrier radius 2.5 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 0 20 40 60 80 100 120 140 Qoc' , t/ day rb, m Dependence of critical rate value on barrier radius 72 3.2.2. Horizontal Producers 3.2.2.1. Technology The essence of the technique involves initial drilling of a branch horizontal injector that will be located at the level of gas-oil contact, having the same or greater length and direction as main horizontal producer. This branch injector is intended for temporary existence. That is why its completion does not require cementing or equipping with liner. After injector construction, water will be injected until well injectivity decreases by the factor of ten. The decrease will confirm that the process of hydrate formation has been started. After oil rim reserves production this injector can be used for the purpose of gas production [43]. As a result of above-described actions, an ellipsoidal water pillow forms (Fig. 3.13). The water pillow interacts with gas cap gas leading to gas hydrates creation. Eventually formed gas hydrate barrier directly above producer drainage area is impermeable to reservoir fluids. Due to the fact that the drainage area of well is of the least pressures in the reservoir, there is the greatest possibility of cresting. This possibility will be fully eliminated by formed gas hydrate barrier. The next step consists of main horizontal producer drilling from the same vertical well part as the injector. This producer will be located closer to WOC and will be equipped with slotted liner. After all the producer construction operations, the well will be brought into production. The bottomhole pressure should not be less than the minimal pressure of hydrate formation at existent formation temperature. All these measures will allow keeping the hydrate barrier. Figure 3.13. Schematic of the hydrate barrier creation method (1 – gas-saturated reservoir part, 2 – oil-saturated reservoir part, 3 – branch horizontal injector, 4 – main horizontal producer, 5 – hydrate barrier) 73 3.2.2.2. Critical rate without barrier The calculations of critical rate were also applied to horizontal wells, using the input data mentioned previously. There were used 4 models: Chaperon, Efros, Karcher and Joshi [45]. Again, there was selected the most accurate model of Joshi that accounts for anisotropy. All the calculated approaches are presented below. Chaperon Method Chaperon suggested a following method: 𝑞 𝑐𝑔 = 0.0783 ∙ 10 −4 ( 𝐿𝑞 𝑐 ∗ 𝑦 𝑒 ) (𝜌 𝑜 − 𝜌 𝑔 ) 𝑘 ℎ [ℎ − (ℎ − 𝐷 𝑡 )] 2 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 (3.2.2.2.1) The above equation is applicable under the following constraint: 1≤α’’<70 and 2y e < 4L 𝛼 ′′ = ( 𝑦 𝑒 ℎ ) √ 𝑘 𝑣 𝑘 ℎ (3.2.2.2.2) where D t – distance between the GOC and the horizontal well; q cg – critical oil rate, STB/day; ρ – density, lb/ft 3 ; k h – horizontal permeability, md; h – oil column thickness, ft; y e – half distance between two lines of horizontal wells (half drainage length perpendicular to the horizontal well); L – length of the horizontal well; q* c – dimensionless function. Joshi correlated the dimensionless function F with the parameter α’’: 𝑞 𝑐 ∗ = 3.9624955 + 0.0616438𝛼 ′′ − 0.000504(𝛼 ′′ ) 2 (3.2.2.2.3) 74 Table 3.11. Input data estimation results L, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 L,ft 328.08 656.17 984.25 1312.34 1640.42 1968.50 2296.59 2624.67 2952.76 3280.84 y e ,m 200 y e ,ft 656.168 α'’ 1.22 q c * 4.04 Table 3.12. Critical rate estimation results, t/day Length of the wellbore, m Distance from WOC, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 15.40 30.80 46.20 61.60 77.00 92.40 107.80 123.20 138.60 154.00 1 13.58 27.16 40.74 54.32 67.90 81.48 95.05 108.63 122.21 135.79 2 11.87 23.75 35.62 47.49 59.36 71.24 83.11 94.98 106.86 118.73 3 10.28 20.56 30.84 41.12 51.41 61.69 71.97 82.25 92.53 102.81 4 8.80 17.61 26.41 35.22 44.02 52.82 61.63 70.43 79.24 88.04 5 7.44 14.88 22.32 29.76 37.21 44.65 52.09 59.53 66.97 74.41 6 6.19 12.39 18.58 24.77 30.96 37.16 43.35 49.54 55.74 61.93 7 5.06 10.12 15.18 20.24 25.30 30.36 35.41 40.47 45.53 50.59 Figure 3.14. Sensitivity analysis of critical cresting rate dependence on wellbore length and distance from OWC 5.00 25.00 45.00 65.00 85.00 105.00 125.00 145.00 50 250 450 650 850 1050 Crit ica l c o nin g ra te, t /da y Length of the wellbore, m Sensitivity of critical cresting rate to distance from OWC and the wellbore length 0 1 2 3 4 5 6 7 Distance from 75 Efros Method Efros proposed a critical flow rate correlation that is based on the assumption that the critical rate is nearly independent of drainage radius. The correlation does not account for the effect of the vertical permeability. 𝑞 𝑐𝑔 = 0.0783 ∙ 10 −4 𝑘 ℎ (𝜌 𝑜 − 𝜌 𝑔 )[ℎ − (ℎ − 𝐷 𝑡 )] 2 𝐿 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 [𝑦 𝑒 + √𝑦 𝑒 2 + ( ℎ 2 3 )] (3.2.2.2.4) where D t – distance between the GOC and the horizontal well; L – length of the horizontal well, ft; y e – half distance between two lines of horizontal wells, ft; ρ – density, lb/ft 3 ; h – net pay thickness, ft; k – permeability, md. Table 3.13. Input data estimation results L, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 L,ft 328.08 656.17 984.25 1312.34 1640.42 1968.50 2296.59 2624.67 2952.76 3280.84 y e ,m 200 y e ,ft 656.168 Table 3.14. Critical rate estimation results, t/day Length of the wellbore, m Distance from WOC, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 1.91 3.81 5.72 7.63 9.53 11.44 13.34 15.25 17.16 19.06 1 1.68 3.36 5.04 6.72 8.40 10.09 11.77 13.45 15.13 16.81 2 1.47 2.94 4.41 5.88 7.35 8.82 10.29 11.76 13.23 14.70 3 1.27 2.55 3.82 5.09 6.36 7.64 8.91 10.18 11.45 12.73 4 1.09 2.18 3.27 4.36 5.45 6.54 7.63 8.72 9.81 10.90 5 0.92 1.84 2.76 3.68 4.61 5.53 6.45 7.37 8.29 9.21 6 0.77 1.53 2.30 3.07 3.83 4.60 5.37 6.13 6.90 7.67 7 0.63 1.25 1.88 2.51 3.13 3.76 4.38 5.01 5.64 6.26 76 Figure 3.15. Sensitivity analysis of critical cresting rate dependence on wellbore length and distance from OWC Karcher’s Method Karcher proposed a correlation that produces a critical oil flow rate value similar to that of Efros’ equation. Again, the correlation does not account for the vertical permeability. 𝑞 𝑐𝑔 = 0.0783 ∙ 10 −4 𝑘 ℎ (𝜌 𝑜 − 𝜌 𝑔 )[ℎ − 𝑇] 2 𝐿 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 (2𝑦 𝑒 ) ∙ [1 − ( ℎ − 𝑇 𝑦 𝑒 ) 2 ( 1 24 )] (3.2.2.2.5) where 𝑇 = ℎ − 𝐷 𝑡 D t – distance between the GOC and the horizontal well. Table 3.15. Input data estimation results L, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 L,ft 328.08 656.17 984.25 1312.34 1640.42 1968.50 2296.59 2624.67 2952.76 3280.84 y e ,m 200 y e ,ft 656.168 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00 50 250 450 650 850 1050 Critica l co n in g r a te, t /d a y Length of the wellbore, m Sensitivity of critical cresting rate to distance from OWC and the wellbore length 0 1 2 3 4 5 6 7 Distance from WOC, m 77 Table 3.16. Critical rate estimation results, t/day Length of the wellbore, m Distance from WOC, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 1.91 3.81 5.72 7.63 9.53 11.44 13.35 15.25 17.16 19.07 1 1.68 3.36 5.04 6.73 8.41 10.09 11.77 13.45 15.13 16.81 2 1.47 2.94 4.41 5.88 7.35 8.82 10.29 11.76 13.23 14.70 3 1.27 2.55 3.82 5.09 6.37 7.64 8.91 10.19 11.46 12.73 4 1.09 2.18 3.27 4.36 5.45 6.54 7.63 8.72 9.81 10.90 5 0.92 1.84 2.76 3.69 4.61 5.53 6.45 7.37 8.29 9.22 6 0.77 1.53 2.30 3.07 3.83 4.60 5.37 6.14 6.90 7.67 7 0.63 1.25 1.88 2.51 3.13 3.76 4.39 5.01 5.64 6.27 Figure 3.16. Sensitivity analysis of critical cresting rate dependence on wellbore length and distance from OWC 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00 50 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050 Crit ica l c o nin g ra te, t /da y Length of the wellbore, m Sensitivity of critical cresting rate to distance from OWC and the wellbore length 0 1 2 3 4 5 6 7 Distance from WOC, m 78 Joshi Method Joshi suggested the drainage area of a horizontal well to be represented by 2 half circles with radius which is equal to b (and the same as a vertical well radius r ev ) at both ends and a rectangle, of dimensions of L(2b), in the rectangle center. Thus, the drainage area: Figure 3.17. Horizontal well drainage area [45] 𝐴 = 𝐿(2𝑏) + 𝜋𝑏 2 43.56 (3.2.2.2.6) where A – drainage area, acres; L – length of the horizontal well, ft; b – half minor axis of an ellipse, ft. Then, it is necessary to estimate well drainage radius r eh : 𝑟 𝑒ℎ = √ 43.56𝐴 𝜋 (3.2.2.2.7) Next step includes half the major axis of drainage ellipse a and effective wellbore radius r w ’ calculation: 𝑎 = ( 𝐿 2 ) [0.5 + √0.25 + ( 2𝑟 𝑒ℎ 𝐿 ) 4 ] 0.5 (3.2.2.2.8) 79 𝑟 𝑤 ′ = 𝑟 𝑒ℎ [ 𝐿 2𝑎] [1 + √1 − [ 𝐿 2𝑎] 2 ] [ ℎ 2𝑟 𝑤 ] ℎ/𝐿 (3.2.2.2.9) Then critical rate may be estimated: 𝑞 𝑐𝑔 = 0.0246 ∙ 10 −3 (𝜌 𝑜 − 𝜌 𝑔 )𝑘 ℎ [ℎ 2 − (ℎ − 𝐷 𝑡 ) 2 ] 𝜇 𝑜 𝐵 𝑜 ( 𝑙𝑛(𝑟 𝑒ℎ 𝑟 𝑤 ′ ) (3.2.2.2.10) where r = density, lb/ft 3 ; k h = horizontal density, md; D t = distance between the horizontal well and GOC, ft; r w = wellbore radius, ft. Table 3.17. Input data estimation results L, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 L,ft 328.08 656.17 984.25 1312.34 1640.42 1968.50 2296.59 2624.67 2952.76 3280.84 b,m 200 b,ft 656.168 A, acres 38815 46578 54341 62104 69867 77630 85393 93157 100920 108683 r eh , ft 733.62 803.64 868.03 927.96 984.25 1037.49 1088.13 1136.52 1182.92 1227.58 A, ft 783.27 915.54 1050.38 1186.49 1323.18 1460.10 1597.02 1733.83 1870.46 2006.86 r w ', ft 35.97 101.35 167.05 230.94 293.07 353.81 413.52 472.51 531.07 589.49 Table 3.18. Critical rate estimation results, t/day Length of the wellbore, m Distance from WOC, m 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 7.88 11.36 14.13 16.57 18.85 21.02 23.16 25.27 27.41 29.59 1 7.85 11.32 14.07 16.51 18.78 20.95 23.07 25.18 27.31 29.48 2 7.77 11.19 13.92 16.33 18.57 20.71 22.81 24.90 27.00 29.15 3 7.62 10.98 13.65 16.02 18.22 20.32 22.38 24.43 26.49 28.60 4 7.41 10.68 13.29 15.59 17.73 19.77 21.78 23.77 25.78 27.83 5 7.15 10.30 12.81 15.03 17.10 19.07 21.00 22.92 24.86 26.84 80 6 6.83 9.84 12.24 14.35 16.32 18.21 20.06 21.89 23.74 25.63 7 6.45 9.29 11.55 13.55 15.41 17.19 18.94 20.67 22.42 24.20 Figure 3.17. Sensitivity analysis of critical cresting rate dependence on wellbore length and distance from OWC 3.3. Conclusion on the chapter The minimum pressure that must exist in the reservoir and well against the GOC level for reservoir temperature 9 ° is 29.65 atm which is the pressure of hydrate formation in given conditions. Critical coning rate estimation has demonstrated that the presence of barrier in vertical wells does not have such significant effect although increases critical coning rate in this type of wells. Critical cresting rate estimation has demonstrated that horizontal wells show better performance than vertical even without barrier. Due to the facts described above, horizontal wells should be chosen for further reservoir simulation analysis. 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 50 250 450 650 850 1050 Crit ica l c re st ing ra te, t /da y Length of the wellbore, m Sensitivity of critical cresting rate to distance from OWC and the wellbore length 0 1 2 3 4 5 6 7 Distance from WOC, m 92 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 6.1. Основные направления обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов При разработке нефтегазоконденсатных месторождений на людей, экологическую систему и инженерно-технический комплекс предприятия негативное действие оказывают следующие факторы: психофизические факторы (нервно-психические и физические перегрузки организма работников); физические факторы (тепловые и световые излучения , ударные волны, электрический ток, механизмы, движущиеся машины, незащищенные элементы производственного оборудования, виброакустические факторы); химические факторы (действие вредных веществ, распространившихся на поверхности земли, территории рабочих площадок и помещений, в воздухе, водной среде). Углеводороды, входящие в состав природного газа, нефти и газового конденсатат образуют с воздухом пожаровзрывоопасные смеси. При взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси или пыли образуется ударная волна. Удары током могут произойти при недостаточном заземлении оборудования, при накоплении статического электричества, при отсутствии молниеотводов на зданиях. Возможные источники поражения электрическим током: линии электропередач, трансформаторы, различное оборудование, находящееся под напряжением. Действие вредных веществ на организм приводит к его отравлению и зависит от концентрации самого вещества, токсичных свойств и продолжительности воздействия. Отравление людей может произойти вследствие разлива нефти, метанола, конденсата или других опасных жидкостей, при вдыхании паров или через кожу. Шум возникает при движении нефти и газа в оборудовании, в цехах, при исследованиях и продувке скважин. При постоянном воздействии на работника шум приводит к нарушению деятельности сердечно-сосудистой и нервной систем. К основным видам загрязнений экосистемы в результате деятельности предприятия относятся следующие: выбросы в почву, водоемы и атмосферу значительного количества производственных отходов, загрязняющих почву, воду и воздух; выбросы нефти и газа на устье скважины при продувке или исследованиях, неполное сгорание газа на факелах. 93 Разлившиеся углеводороды, опасно изменяя состав и свойства воды, превращают ее в токсичное вещество, которое опасно воздействует на рыб и других обитателей водоемов. Проникая в плодородную почву, загрязнители изменяют ее физико-химические свойства, разрушают почвенную структуру, диспергируют частицы, изменяют соотношение между углеродом и азотом, режим почв и корневого питания растений. При высоких уровнях воздействия негативных факторов на человека наблюдаются острые или хронические заболевания, а также травмирование людей. Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: чрезвычайная ситуация (ЧС), чрезвычайное происшествие (ЧП) и несчастный случай. Для месторождения возможны следующие виды чрезвычайных ситуаций и происшествий: взрывы паровоздушной смеси в результате утечки газа, нефти и конденсата, с последующим разрушением инженерно-технического комплекса; крупномасштабные пожары на промысловых трубопроводах или на промыслах; разливы на больших площадях таких сильнодействующих веществ как метанол, кислота, щелочь и другие. Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере на территории предприятия осуществляется по следующим направлениям: обеспечение защиты в чрезвычайных ситуациях людей, являющихся работниками инженерно-технического комплекса предприятия; разработка эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технологических процессов и технических систем, а также их внедрение; проведение комплекса мероприятий по обеспечению безопасности в области экологии в районе хозяйствующего объекта. Решением задач по вышеперечисленным направлениям на предприятии занимается отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям и отдел охраны окружающей среды и природы. Отделом по охране окружающей среды ведется постоянный контроль количества выбросов в атмосферу вредных веществ. Кроме этого, за производственной деятельностью предприятия ведут надзор службы, непосредственно не относящиеся к деятельности предприятия: пожарный надзор, районные экологические службы, санэпидемстанция, Госгортехнадзор и другие. |