УДК 622.276.7
© Коллектив авторов, 2004-12-03
Аналитическое исследование гидратообразований в нефтяных скважинах Самотлорского месторождения
Н.П. Кузнецов
(ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» ТНК-ВР), В.Д. Макаренко, В.В. Объедкова (Нижневартовский филиал ТюмГНГУ), К.А. Муравьев, А.И. Калянов (Сургутский филиал ТюмГНГУ)
Analytical investigation of the formation of hydrates in the oil wells of the Samotlorskoye oilfield
N.P. Kuznetsov (Tyumen Oil Scientific Centre ZAO TNK-BP), V.D. Makarenko, V.V. Objedkova (Nizhnevartovsk Branch of the Tyumen State Oil and Gas University), K.A. Muravjov, A.I. Kaljanov (Surgut Branch of the Tyumen State Oil and Gas University)
Одной из причин осложнения технологических процессов добычи нефти являются отложения гидратов углеводородов. Борьба с ними на поверхности внутрискважинного оборудования (обсадные и насосно-компрессорные трубы) и наземных коммуникаций (в системе сбора нефти, узлах сепарации и стабилизации) может осуществляться по двум направлениям:
а) проведение мероприятий, предупреждающих образование отложений;
б) очистка оборудования от отложений.
Для предотвращения образования гидра-
тоотложений предложены различные методы [1], которые изучались в основном в связи с возможностью использования в промысловых условиях и получили известное применение. Однако на многих месторождениях Западной Сибири эти методы технически труднореализуемы и экономически нецелесообразны. Поэтому в настоящее время обычно ограничиваются проведением мероприятий по очистке оборудования от отложений.
Отсутствие эффективных способов предупреждения и устранения отложений повышает стоимость работ и нарушает экологическое равновесие.
С учетом того, что экспериментальные исследования гидратообразований сложны, из-за трудности реализации режимов работы нефтедобывающего и транспортирующего оборудования в лабораторных условиях, нами предпринята попытка аналитического исследования процессов гидратообразова-ния в нефтяной добывающей скважине с учетом реальных показателей эксплуатации скважины и состава рабочей среды.
Краткая характеристика гидратов и условий их образования
Как известно из литературы и практики, нефтяные газы, взаимодействуя с водой или парами, в определенных термодинамиче-
Hydrates and their formation are briefly described. Zones of their formation in oil wells are calculated analytically. An algorithm is suggested for determining the zones of hydrate formation in the wells of the АВ1 reservoir.
ских условиях могут образовывать твердые гидратные соединения, имеющие различную кристаллическую структуру. Установлено, что кристаллогидраты могут иметь две модификации: структура I, образуемая газами и парами (рис. 1, я); структура II, образуемая жидкостями (рис. 1, б). Образование гидрата обусловлено определенными температурой и давлением при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются, если упругость паров воды будет ниже парциальной
Рис. 1. Структуры I газового гидрата (а) и жидких и двойных гидратов (б)
упругости паров данного гидрата. Пока не существует единого мнения о характеристике гидратных соединений. С одной стороны, их относят к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный химический состав, с другой, - формирование молекулярных ассоциаций происходит за счет внутренних (ван-дер-ваальсовых) сил межмолекулярного притяжения, а не в результате обобщения валентных электронов. Установлено (О.Г. Козлова, 1967 г.), что тип структуры зависит прежде всего от размеров кристаллообразователя. Эффективные размеры молекул углеводородных газов имеют следующие значения (в А): метан - 4,1; этан -5,5; пропан - 6,28; изобутан - 6,28; нормальный бутан - 7,40. Размер^ молекул воды принимается равным 2,8 А Газовые гидраты структуры I (см. рис. 1, я) образуют газы с размерами молекул не более 5,9 А Их элементарная ячейка состоит из 46 молекул и имеет 6 больших и 2 малых пустоты. Элементарная ячейка структуры II представляет собой решетку газового гидрата, размер внутренней полости которой составляет 5,2 А
В реальных условиях добычи и подготовки нефти на промыслах имеются смеси углеводородных (нефтяных) газов, включая СО2, Н2, N2, Н^. Они образуют смешанные гидраты, состав которых зависит от давления и температуры. От условий образования зависит также форма гидратов: в турбулентном потоке это масса подобна спрессованному мокрому снегу, в ламинарном - представляет кристаллы различной модификации.
Обладая высокой сорбционной способностью, гидраты активно покрываются пленкой из жидких и твердых углеводородов (смол, асфальтенов, парафинов, солей, меха-
нических примесей). Эти соединения упрочняют гидраты и увеличивают их адгезионные свойства, т.е. обусловливают способность к прилипанию к стенкам оборудования. Условия образования гидратов существенно зависят от состава газа. Так, из входящих в состав нефтяных газов и нефтяных компонентов гидраты образуют азот, сероводород, углекислый газ, метан, этан, водород, пропан и изобутан. Газы нефтяных месторождений содержат тяжелые газовые фракции. Ниже представлены среднестатистические данные о компонентном составе перекачиваемой нефти, водонефтяной смеси и нефтяного газа, определенные в ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть» по продуктивным пластам АВ1, АВ2-3 и Бв8 Самотлорского месторождения.
Мольное содержание в нефти, %
углекислого газа и азота - следы, метана -0,37, этана - 0,41, пропана - 3,43, изобутана -1,99, н-бутана - 5,58, изопентана - 2,87, н-пентана - 4,17, остатка (гексана + высшие)
- 81,18. Молекулярная масса разгазирован-ной нефти - 197,14, остатка - 229,07.
Физические параметры пластовой нефти: давление насыщения нефти - 122,1 МПа, газосодержание при температуре 20 °С -86,43, м3/т (74,24 м3/ м3), объемный коэффициент - 1,23, вязкость нефти - 1,45 мПа-с, плотность - 0,749 г/см3, коэффициент сжимаемости - 122,2-10-5 МПа.
Состав перекачиваемой жидкости: объемное содержание воды - 25 %, содержание механических примесей 280 мг/л. Химический состав попутно извлекаемой воды, мг/л: С1- -9000, НСО3- - 400, S042- - до 5, Са2+ - 600, Mg2+ -110, №+, К+ - 7500, Н^ - 0,5, С02 - 50, 02 - 0,2.
Общая минерализация, равна 16 г/л, рН=7,2, влажность - 100 %, содержание влаги - 3 г/м3, углеводородов - до 50 %.
Состав нефтяного газа, %: СН4 - 60,55, С2Нб-8,25, С3Н3 - 16,58, гС4Ню - 2,52, иС^ -6,30, метилпентаны - остаток, Н^ -20-50 мл/л, плотность при температуре 20 °С - 1,16 г/л, при температуре 40 °С -0,963 г/л.
В соответствии с технологическими схемами разработки пластов Самотлорского месторождения их давление поддерживается выше давления насыщения, поэтому можно предположить, что состав пластовой нефти не будет меняться.
Из приведенных данных можно заключить, что тяжелые газы (от метана до н-бута-на) составляют более 25 % в компонентном составе нефти, а легкие - до 2,2 %. В то же время в пластовых условиях содержание легких фракций составляет основную долю компонентного состава (70 - 92 %). Это свидетельствуют о зависимости свойств нефти от содержания в ней газа и их влиянии на гидродинамические параметры при движении нефти по стволу скважины. Из работ [25] следует, что насыщение газа парами воды
- одно из условий гидратообразования. Этот
процесс протекает при воздействии на газовую смесь давления, температуры и минерализации воды, которые меняются в пластовых и скважинных условиях, что влияет на влагосодержание газа. Как считают некоторые авторы (В.А. Хорошилов, В.И. Семин [4]; Г.А Бабалян, 1974 г), оценка влагосодер-жания газа по стволу скважины является важной для прогнозирования зон гидратообра-зований.
В процессе добычи и транспорта водо-нефтегазовой смеси ее состояние постоянно меняется:
а) при пластовом давлении выше давления насыщения газ растворен в жидкости;
б) при поддержании пластового давления снижается температура пласта и часть газа начинает выделяться из жидкости;
в) обводнение увеличивает влагосодер-жание газа;
г) в стволе скважины от забоя до устья снижаются температура и давление, газоотделение увеличивается.
В целом гидратообразование в процессе добычи, сбора и подготовки нефти возможно во всех узлах коммуникационной системы.
На практике большое значение имеет знание интервала или участков гидратообразо-вания в скважине или трубопроводе, что важно для принятия действенных мер по борьбе с ними.
Аналитический расчет зон гидратообразования в нефтяных скважинах Самотлорского месторождения
Термобарические условия гидратообразо-вания в нефтяной скважине зависят от многих факторов, в частности, от температуры и давления в продуктивном пласте, дебита нефти и обводненности продукции, количества газа и его состава, коэффициентов теплопроводности и теплопередачи труб, цементного раствора и пород, окружающих скважину и др. [2, 3, 5]. Большинство из перечисленных факторов являются постоянными характеристиками скважины в процессе ее эксплуатации. В то же время изменяются дебиты скважины, обводненность продукции, пластовые и забойные давления. Одна-
ко на практике при разработке нефтяных пластов в допустимых пределах можно изменять лишь дебит скважины. Принимается, что в системе пласт - скважина все остальные параметры устанавливаются автоматически, т.е. система имеет только одну степень свободы (ГА Бабалян, 1974 г.). Дебиты скважин, в свою очередь, определяются физическими свойствами пласта и его продуктивными характеристиками, которые не постоянны для различных точек пласта и изменяются во времени. В расчетах нами приняты средние дебиты скважин и технологические режимы эксплуатируемых скважин Самот-лорского месторождения.
В соответствии с рекомендациями работ [2 - 5] расчеты для каждой скважины выполнены с учетом 3 забойных давлений, 3-4 значений обводненности нефти и 5 различных дебитов жидкости, что, на наш взгляд, должно охватить все возможные режимы добычи нефти. Для этих пластов и принятых режимов не используются специальные методы повышения добычи нефти, например, гидроразрыв пластов, сопровождающийся их разгазированием и дроссельным эффектом, ккоторый снижает температуру пластовой жидкости. В расчета
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.