Расчет периода безгидратной эксплуатации скважины при закачке ингибитора в пласт на Мессояхском месторождении

На Мессояхском газовом промысле для предупреждения гидратообразования в технологической линии скважина — сборный пункт применяется метод закачки ингибитора в пласт. В качестве ингибитора используется смесь 30% раствора хлористого кальция с 10% по весу метанола. Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин, является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, при которой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования в рассматриваемой технологической линии.

Концентрация закачанного в пласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, а затем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменении термодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можно определить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважины непосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта и остаточную водонасыщенность.

При известных термодинамических условиях пласта и всей технологической линии по номограмме влагосодержания газа можно определить количество выделяющейся из него влаги.

(1).

гидратообразование скважина газоконденсатный ингибитор где W₁ и W₂ — соответственно начальное влагосодержание газа в пластовых условиях и при конечных (рассматриваемых), кг/1000 м³;

Q—количество добытого газа, тыс. м³.

Зная начальную концентрацию закачанного ингибитора K_i и его количество m_i, можно определить конечную концентрацию К₂ при прохождении через него определенного количества газа. Из известного уравнения разбавления раствора имеем.

(2).

где х — масса растворителя, необходимая для разбавления массы раствора m₁данной концентрации K₁ до требуемой К₂, вес. %;

m₂ — масса раствора после разбавления.

Из вышеприведенных условий.

(3).

Решая уравнение (2) относительно неизвестной концентрации К₂, получим.

(4).

Однако конечная концентрация ингибитора К₂ не может быть ниже допустимой концентрации К_д, которая определяется необходимым для данных термодинамических условий снижением температуры гидратообразования в технологической линии и является известной.

До минимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся из газа влаги, количество которой можно рассчитать по уравнению.

(5).

При суточной добыче газа q_i, суммарная добыча составит.

(6).

Общее количество выделившейся из газа воды.

(7).

Переходя к равномерной среднесуточной добыче газа имеем.

(8).

где T₁ — количество суток работы скважины.

Тогда.

(9).

Приравнивая правые части уравнений (5) и (9) и решая полученное относительно T₁, определяем период безгидратной работы скважины в сутках.

(10).

Необходимо учесть, что в первые 10—20 часов после закачки из пласта выносится 18—85% закачанного ингибитора в зависимости от его состава. Поэтому период безгидратной эксплуатации технологической линии следует определять, как:

(11).

где n = (0,18 — 0.85) — поправочный коэффициент, зависящий от вида ингибитора.

На основании экспериментальных данных установлено: при использовании в качестве ингибитора метанола n = (0,12—0,17), раствора хлористого кальция — n = (0,43—0,5), смеси (10% метанола + 30% раствор хлористого кальция) — n = (0,5—0,57).

Пример расчета:

Cкв. 135 Мессояхского месторождения. Пластовая температура 10° С, давление 76 кг/см², температура в конце шлейфа —10° С, давление 60 кг/см², q_c = 200 тыс. m³/cyт, закачано m₁ -=6180 кг смеси с концентрацией K₁ = 27%. Для данных условий W₁ = 0,2 кг/1000 м³, W₂ = 0,06 кг/1000 м³, К_Д =19%, n = 0,54.

сут.

Практически скважина отработала 52 сут.

Описанная методика позволяет заранее определить период безгидратной эксплуатации части или всей технологической линии при известных количестве, концентрации ингибитора и заданной среднесуточной добыче газа.