- •Газовые гидраты. Технологии воздействия на нетрадиционные углеводороды.
- •1. Географо-генетическая классификация газогидратных залежей
- •2. Геология месторождений природных газогидратов
- •Предисловие
- •Введение
- •1. Географо-генетическая классификация газогидратных залежей
- •1.1. Субаквальные газогидратные залежи
- •1.2. Континентальные “стабильные” газогидратные залежи
- •1.3 Континентальные “метастабильные” гидратные залежи
- •2. Геология месторождений природных газогидратов
- •2.1. Геология месторождений газовых гидратов Охотского моря
- •2.2. Геология месторождений газовых гидратов озера Байкал
- •2.2.1. Анализ керна приповерхностных осадков Южного Байкала
- •2.2.2. Анализ главных ионов воды, образовавшийся при разложении байкальских газовых гидратов
- •3. Субаквальные газогидратные залежи
- •3.1. Типизация субаквальных газогидратных залежей
- •3.2. Возможные механизмы формирования химического состава катагенного гидратного газа
- •3.3. Субаквальные газогидратные залежи как индикатор более глубоких залежей нефти и газа
- •4. Газовые гидраты Охотского моря
- •4.1. Газовые гидраты Охотского моря: закономерности формирования и распространения
- •4.2. Термобарические параметры и запасы газовых гидратов Охотского моря
- •5. Газовые гидраты озера Байкал
- •5.1. Гидраты метана в поверхностном слое глубоководных осадков озера Байкал
- •5.2. Новые находки газовых гидратов в донных осадках озера Байкал
- •5.3. Метан бактериального и термогенного происхождения, полученный при разложении газовых гидратов
- •5.4. Определение теплопроводности гидратосодержащих осадков озера Байкал
- •6. Анализ возможных технологий разработки газогидратных залежей
- •6.1. Метод понижения давления, используемый для вывоза притока газа из гидратногопласта
- •6.2. Метод теплового воздействия на газогидратную залежь
- •6.2.1. Практика разработки Мессояхского месторождения газовых гидратов
- •6.2.2. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через забой скважины
- •6.2.3. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через подошву пласта
- •6.2.4. Совместная разработка залежи высоковязной нефти и гидратных отложений тепловым воздействием
- •6.3. Моделирование добычи газа из гидратов методами понижения давления, нагрева гидратосодержащих пород и комбинированным методом
- •6.4. Методика расчета показателей эксплуатации газогидратных залежей
- •7. Разработка технологий теплового воздействия на газовые гидраты месторождения Маллик (Канада)
- •7.1. Схема разработки месторождения вертикальными скважинами
- •7.2. Нетрадиционная термическая технология добычи трудноизвлекаемых тяжелых нефтей
- •7.3. Принципиальная схема термического метода разработки газогидратной залежи через скважину с веерными горизонтальными окончаниями
- •7.4. Физическая модель термической технологии разработки газогидратной залежи
- •8. Распределение температуры вдоль скважины при закачке горячего теплоносителя с целью теплового воздействия на газогидратную залежь
- •8.1. Приближенное аналитическое решение задачи определения температуры движущейся по скважине смеси и скорости разложения газовых гидратов
- •8.2. Численный расчет распределения температуры и давления вдоль скважины. Определение дебита метана
- •9. Методы добычи, подготовки и транспортировки гидратного газа из морских газогидратных залежей
- •9.1. Тепловой метод добычи газогидратов
- •9.2. Депрессионный метод добычи газогидратов
- •9.3. Ингибиторный метод добычи газогидратов
- •9.4. Технологические схемы подготовки и транспорта газогидратов газа
- •10. Образование техногенных газовых гидратов в системах трубопроводов в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, транспорте и хранении углеводородов
- •10.1. Методы предупреждения образования гидратов углеводородов
- •10.2. Контроль за воздействием на окружающую среду пхг в каменной соли
- •Кинетика и морфология первичных кристаллов газовых гидратов
- •11.1. Первичное образование газогидратов
- •11.2. Форма монокристаллов при вторичном образовании газогидратов
- •11.3. О цвете первичных микрокристаллов газогидратов
- •11.4. К вопросу образования газовых пузырей
- •12. Исследование гидратообразования в пористой среде
- •12.1. Методика экспериментального определения условий образования гидратов
- •12.2. Анализ результатов исследования
- •13. Предупреждение гидратообразования в условиях нефтяных и газовых месторождений и хранения углеводородов
- •13.1 Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа Заполярного месторождения
- •13.2. Технологические потери метанола
- •13.3. Ингибиторосберегающие способы отбора пхг в каменной соли
- •14. Равновесное условие разложения газовых гидратов, диспергированных в мезопористых средах
- •14.1. Влияние размера пор среды на термодинамические условия разложения газовых гидратов
- •14.2. Структура и размеры пор нанопористых материалов (мезопористых мезофаз)
- •14.3.Анализ результатов образования кристаллов гидрата в пористом пространстве
- •15. Превентивные методы борьбы с гидратообразованием в трубопроводах
- •15.1. Определение интенсивности нарастания газогидратных отложений на стенках трубопровода
- •15.2. Расчет образования гидратных отложений
- •15.3. Способы устранения гидратообразований
- •16. Эффект самоконсервации газовых гидратов
- •16.1. Газогидратные технологии хранения и транспорта природного газа
- •17. Экономическая оценка рентабельности добычи газа из газовых гидратов
- •Заключение
- •Список литературы
13.3. Ингибиторосберегающие способы отбора пхг в каменной соли
В настоящее в мире имеется устойчивая тенденция к приоритетному использованию ПХГ (подземное хранилище газа) в каменной соли, так как они наиболее эффективному для покрытия пиковых нагрузок газопотребления. Высокие темпы отбора природного газа из подземных резервуаров при пиковых нагрузках в системах газоснабжения приводят к резкому снижению температуры газа в технологических скважинах и соответственно к ограничению возможности образования газовых гидратов. Для предотвращения гидратообразования в скважинах, а также в наземном комплексе оборудования хранилищ, как правило, используют метанол и диэтиленгликоль, которые являются огнеопасными, дорогостоящими, а метанол еще и токсичным, веществом. Исходя из этого рассмотрены вопросы по определению режима отбора газа из ПХГ в каменной соли с сокращением использования ингибиторов гидратообразования или полным их исключением из технологического процесса
Основной фактор образования гидратов в скважинах и наземном комплексе оборудования - попадание влаги в газ из рассола, остающегося после строительства на стенках и днище выработки - емкости. Сокращение влагосодержания в хранимом газе, а также установление областей безгидратной эксплуатации технологических скважин при изменении термобарических условий и темпов отбора газа позволяют обеспечить заданные отборы газа, включая пиковые, путем подключения в работу необходимого числа резервуаров ПХГ. На рис.13.6 представлена технологическая схема рассольной эксплуатации подземного хранилища в отложениях каменной соли.
Рис.13.6 Технологическая схема рассольной эксплуатации подземного хранилища в отложениях каменной соли:
1 - выработка-емкость; 2 - обсадная колонна; 3 - центральная колонна; 4 - рассолопровод; 5 -продуктопровод; 6 - насос для перекачки рассола; 7 - рассолохранилище; 8 - насос для перекачки продукта; 9 - буферный резервуар для нефтепродукта; 10 - скважина для закачки рассола в недра
Решение по определению областей безгидратной эксплуатации технологических скважин ПХГ в каменной соли получено на основе обобщения многочисленных газодинамических расчетов режимов отбора газа из подземных резервуаров и позволяет получить аналитическую зависимость времени достижения границы гидратообразования от темпа отбора газа из подземного резервуара.
С использованием графических зависимостей условий гидратообразования природных газов различной плотности для широкого диапазона термодинамических параметров температура образования гидратов Тg была аппроксимирована зависимостью следующего вида:
, (13.1)
где А = 0,028; В = 16.5; С = -364; D = 5,8. Полученная зависимость приведена на рис. 13.7. Видна хорошая сходимость аппроксимационной кривой с экспериментальными данными. Область, находящаяся под кривой, соответствует условиям существования гидратов в скважине, а область выше кривой - условиям отсутствия гидратов в скважине.
Определение допустимого безгидратного времени отбора газа поясняется конкретным примером применительно к строящемуся Волгоградскому ПХГ, включающему резервуары с единичным геометрическим объемом 115 и 284 тыс. , имеющие конструкции скважин 114 х 178 х 245 или 114 х 219 х 299 мм. Для подземного резервуара геометрическим объемом V = 284 тыс. мэ с конструкцией скважины 114 х 178 х 245 мм на рис. 13.8 приведены результаты газодинамических расчетов параметров отбора газа.
Рис. 13.8. Изменение давления (а) и температуры (б) газа на
Устье скважины подземного резервуара объемом 284 тыс. м3
Волгоградского ПХГ в зависимости от времени и отбора газа
Время достижения границы гидратообразования при отборе газа 3,5 млн м3/ сут составит = 5,14 сут.
Расчет отбора 2 млн. м3/сут природного газа показывает, что безгидратную эксплуатацию можно осуществлять вплоть до значения буферного (минимально допустимого) давления на устье скважины.
Продолжительность отбора газа до наступления условий гидратообразования составит: 3 млн м3/сут - 7,9 сут, 4,5 млн м3/сут - 3 сут.
Аналогично определяется продолжительность безгидратной эксплуатации для подземного резервуара геометрическим объемом 284 тыс. м3 с конструкцией скважины 114 х 219 х 299 мм и подземного резервуара объемом 115тыс.м3 для двух конструкций скважин.
Расчеты для подземного резервуара объемом 284 тыс. м3 с конструкцией скважины 114 х 219 х 299 мм показывают, что при темпах отбора от 2 до 4,5 млн м3/сут эксплуатацию можно осуществлять неограниченное время, не попадая в область гидратообразования.
Для подземного резервуара объемом 115 тыс. м3 с конструкцией 114 х 178 х 245 мм при темпах отбора 2 и 3 млн м3/сут возможна длительная безгидратная эксплуатация, а при темпе отбора 4,5 млн м3/сут время достижения гидратообразования составляет 2,2 сут.
Для подземного резервуара объемом 115 тыс. м3 с конструкцией скважины 114 х 219 х 299 мм при темпах отбора 2 и 3 млн м3/сут реализуется режим безгидратной эксплуатации, а при темпе отбора 4,5 млн мЗ/сут время гидратообразования составляет 3,5 сут.
Данные расчета продолжительности эксплуатации подземных резервуаров в безгидратной области, использование которых позволяет планировать работу Волгоградского ПХГ в каменной соли при темпах отбора от 2 до 4,5 млн м3/сут, приведены в сводной табл. 13.1
Таблица 13.1
Продолжительность эксплуатации подземных резервуаров в безгидратной области
Конструкция скважины, мм |
Темп отбора газа,
|
Время отбора , сут |
|
V=115 тыс. |
V=284 тыс. |
||
114 |
2,0 |
* |
* |
|
3,0 |
* |
7,9 |
|
4,5 |
2,2 |
3,0 |
|
2,0 |
* |
* |
|
3,0 |
* |
* |
|
4,5 |
3,5 |
* |
Изложенный в работе подход к выбору рациональных режимов эксплуатации ПХГ в каменной соли позволит сократить или полностью исключить использование ингибиторов гидратообразования, что влечет за собой повышение технологической и экологической безопасности, а также значительное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат.