Мар 14
Коллеги,
По туронской залежи (850 м TVD, 15 C, P_пл 97 атм) попадаем в режим образования гидратов (см. картинку).
У кого есть опыт борьбы с гидратами? Как и чем их можно диагностировать?
Опубликовано
24 Мар 2014
Активность
65
ответов
12852
просмотра
18
участников
12
Рейтинг
Уточните эту кривую гидратообразования для какого флюида и какой воды считали? В подписи к картинке УВ состав чего?
Где ожидаете проблемы с гидратами? Своя вода пластовая идет с добычей или воду качаете?
Кривую не мы считали - взяли из какой-то SPE статьи. ППД нету. Залежь газовая. Состава газа чуть позже уточню.
Так если нет воды, то в чем проблема?
Кроме газа для формирования гидрата обязательно нужна вода. Также нужен состав именно вашего газа, т.к. условия образования зависят от состава, как газа так и воды.
Добрый день, позвольте немного рекламы: если вы сообщите состав газа, то я могу вам рассчитать условия гидратообразования в нашем симуляторе VMGSim.
Естественно можете, но это можно сделать не только в VMGSim. Сначала с вопросом надо разобраться, а потом считать.
Вода всегда есть, хоть и в малых количествах, даже в чисто газовых залежах. Иногда для гидратов этой воды хватает.
В гидрофильном коллекторе, да есть, но она немобильная.
Если бы залежь сразу была в зоне гидратов, то они уже были в пласте, сформировавшись в том объеме, в котором есть доступная вода. Но вы о них, возможно, и не узнаете, пока не "растопите" и не получите доп добычу газа.
Если воду подтянули в ходе разработки, то можно получить гидраты в ПЗП, стволе и выше.
Позвольте уж автору поста решить :-)
Суть вопроса в чем? Как бороться с гидратами? Методик много. Хоть метанол качайте.
коллеги, в газе вода в паровой фазе есть всегда. ну а борьба - это эксплуатация в безгидратном режиме, метанол, растворы хлористых солей, ну в теории всякие греющие кабели наверно)
Можно я тоже порекламирую?
Если Vmgrus предложит сделать расчет за деньги то я сделаю это в два раза дешевле на PVTsim. В качестве рекламы, ничего личного :-)
Мне надо время, чтобы запросить доп. данные. Насчёт посчитать - круто! Тем более если расчёты будут от двух источников ))
Так и я Вам посчитать могу) Хотите, в Hysys посчитаю?)
Минимум - нужен состав пластового газа. Состав воды важен, но можно посчитать с пресной водой. Это будет худший вариант. Наличие солей в воде понижает температуру образования гидратов.
И уже предлагают три варианта расчета. Ради интереса можно сравнить.
Антиреклама. А еще можно найти "Инструкцию по комплексным исследованиям скважин" и самому посчитать методикой ВНИИГАЗа:)) Времени 2-3 часа, 0 рублей, погрешность 1 Кельвин.
Каждое утро добыча греет по 20 мин холодные скважины работой на амбар на большой шайбе. Иногда льют 20-40 л метонола, когда ГДИС не может прибор спустить. А так это как правило слабенькие скважины, толку от них. Это тот случай, когда 80% усилий дают 20% успеха.
Ну вы в одном сообщении антирекламу антирекламе сделали...
Если 80% усилий дают 20% успеха, то расчеты, которые вы предлагаете либо не используете, либо они неверные.
А так никто. кроме Пингвина, тут за деньги не предлагал считать. Так что давайте будем считать, что вы предложили четвертый метод (за бесплатно) для сравнения.
я просто очень занятой чел, поэтому за деньги :-), кстати Евгений а ты не хочешь тоже подключиться к расчетам? у тебя будет дешевле :-)
У газпрома же есть многозабойка на турон. Уж года два как пробурена. Работает в безгидратном режиме.
Посчитать условие гидратообразования и проанализировать можно легко в PIPESIM, но если хотите динамику и количественные оценки во времени- то лучше OLGA зверя нет.
при остывании газа всегда выпадает влага, вот как раз это и есть гидрат,
а при большой воде гидратов может и не быть,
Вы неправы.
Выше уже писали, что в газе есть пары воды. Это верно. При заданном давлении и температуре в газе в виде пара есть вода в равновесном состоянии. При снижении температуры вода конденсируется, то что вы написали влага, т.к. система выходит из состояния равновесия. Но это не есть гидрат. Если при этом условия по давлению и температуре будут в зоне гидратообразования, то сформируется газовый гидрат.
Есть ли информация о примерном дебите? проницаемости, толщине пласта по этой скважине ?
Общие условия: TVD 735-744 m, Р_пл 96 атм, Т 14.7 С, относительная плотность по воздуху 0.5711
Состав газа, %: CH4 96.977, C2H6 2.404, C3H8 0.063, iC4H10 0.005, nC4H10 0.005, C5+B 0.057, CO2 0.270, N2 0.239
По воде пока ничего, позже будут
Интересная получается картина. Ваш газ суше, чем тот который вы привели в начале, и он уже не в зоне гидратообразования. При 14.7 С расчет с пресной водой дает 99.6 атм (могут быть некоторые вариации, т.к. остаток С5+В не расписан)... А с пластовой водой вы еще дальше от зоны гидратообразования.
У вас по факту гидраты наблюдаются где-либо?
Похоже, что вы вне зоны гидратообразования как со свободной водой, так и без неё :
Вариации состава С5+ также не сильно меняют положение дел, а при снижении пластового давления вы будете ещё дальше удаляться от зоны гидратов.
Спасибо большущее за ответы!
Касательно наблюдений и мониторинга гидратов - было всего лишь подозрение на этот риск, поскольку кроме гидратов могли быть проблемы с разбуханием глин, неправильным подбром жидкости ГРП, пластическими режимами деформации горной породы. И вообще, как можно убедиться в том, что гидраты действительно присутствуют? Отборы проб?
VMGRussia, красная точка текущего состояния находится почти на границе двух режимов - риск по идее всё равно ведь существует?
Да, по расчётам запас, конечно, минимальный, на грани, но вам на руку сыграет снижение давления по мере истощения залежи.
Пока рабочие условия справа от кривой риска нет.
Газ у вас достаточно сухой и, скорее всего, остается однофазным. Можно взять пробу газа на устье и сделать определение условий образования гидратов в лаборатории, чтобы снять вопрос рисков.
Всегда есть возможность прикинуть "на глаз", обычно это 1 градус на 3 атмосферы, зная депрессию и начальную температуру можно прикинуть предельные значения депресиии чтобы не загидратило.
Что бы не возникало подозрений постройте равновесную гидратообразования по методике ВНИИГаза и не надо никаких навороченных программ. При температуре в 14,7 градусов вероятность гидратообразования есть, но не в случае с сухим газом как у вас. По поводу того как определить, что гидрат присутствует? здесь не обойтись одними расчетами и отбор проб не поможет. Неободимо провести исследования на "щадящем" режиме (с небольшой депрессией на пласт) в течение 12 часов и мониторить температуру, при гидратообразовании температура будет падать, а место образования гидрата легко определить если посмотреть на то место где установлено сужающее устройство. Борьба с гидратами тоже хорошо изученный вопрос, мы используем блок распределения химреагентов (БРХ) подкачиваем метанол в трубное или затрубное пространство в зависимости от задачи.
Извините, а методика ВНИИгаза - это истина в последней инстанции? Также один из методов для расчета кривой гидратообразования. И вы пишете о методике, а вероятность образования прикидываете "на глаз". Приведите расчет по методике. Испытания без расчета непродуктивны. А концентрацию химреагента вы тоже прикидываете?
Eugene, вы наверное не в себе, поэтому так категоричны, со мной тоже бывает. Из вашего поста могу предположить, что вы сидите далеко до реального производства.
Ещё вопрос кто не в себе ). У меня есть знакомый который якобы просидел всю жизнь в обнимку со скважиной. Ну и что из этого следует? То что он выдаёт графики где плотность нефти растёт а вязкость падает при потере газа. Круто?
По моему нормальные вопросы задал Женя. Каждая методика имеет ряд допущений и свои ограничения. Поэтому ориентир на дешевизну - это совсем не значит что получите качественный результат, очень часто наоборот бесплатное сопутствует некачественному. Да и что вообще означает вопрос стоимости, он же не для себя решает вопрос гидратообразования, а недропользователь может и раскошелиться на качественный результат.
Помниться тут на форуме были производственники которые кричали что все НИИ и проектные институты закрыть надо, потому что там бездельники одни седят, а вот на производстве - да! Настоящие труженники!
Беда как раз в том, что производственники всё оценивают на глаз, им нафиг не нужны научные подходы. Чёрное течёт - значит в пласте нефть, светлое - значит в пласте газоконденсат. Логика отсталых. До сих пор помню как одному главному геологу пытался донести что такое летучая нефть, а он открыто ржал мне в лицо и называл сказочником, говорил что такого не бывает. Таким людям не нужно ничего объяснять, себе дороже, они достигли своего потолка и понять больше вряд ли чего смогут.
Согласен, сам с таким столкнулся, устроившись на работу после института. Да, производственного опыта у меня нет, но я привык обосновывать выбор той или иной альтернативы, допустим, расчетом. Но нет, это никому не надо, все делается на основе "экспертной оценки". Особенно такой подход характерен матерым производственникам, хотя есть и достаточно опытные специалисты, которые пытаются с этим бороться, но получается не очень, ибо эти матерые дядьки сидят и в руководстве.
Производственный опыт - дело незаменимое, как и любой другой опыт в принципе. Опытные люди могут выдвинуть предположение, которое будет недалеко от расчетов - это так и это хорошо. Но делать из этого панацею также неверно. А что если наметанный глаз дал сбой? Есть такой принцип, что разные методы оценки должны давать согласующиеся результаты. И идти надо по мере усложнения задачи. А то у нас часто встречаетсчя ситуация, когда люди кидаются строить навороченные модели, когда можно обойтись даже экспертной оценкой... Все зависит от стадии и уровня проекта, задачи, наличия данных, времени и т.п. Сказали вам экспертно, что гидраты будут на таких то режимах и т.п. Это верхний уровень, грубая оценка. Далее вы по палеткам и/или другим приближенным методам прикинули и оценили более точно условия на данных которые есть, далее, если надо, получили больше данных и выполнили еще более точные расчеты и т.д. И все эти оценки не должны как минимум противоречить друг другу. Если противоречат, значит надо искать проблему. В итоге, очертили проблему, дали количественную оценку. Это инженерный подход. Остальное либо болтология либо троллизм.
перечитал тему. заинтересовал этот коммент. автора можно попросит пояснить как он "на глаз" просчитывает?
В продолжении темы хотел проконсультироваться у специалистов. правомерно ли будет апроксимировать этот график в ту или иную сторону в зависимости от устьевого давления?
как в расчетах ведет себя кривая гидратообразования (а следовательно и расход метанола) при очень низких давлениях?
кто то этот момент анализировал?
MironovEP, так зачем это анализировать? При снижении пластового давления, количество воды, который может с собой захватить газ в газовой фазе становится больше. Следовательно метанола надо лить больше :). Газ при снижении давления расширяется, вот и воды может брать больше. Вопрос в другом, - а есть или будет-ли там такое количество воды.
По поводу основной темы топика, то полностью согласен с Трансмега. Для этого состава самое правильное - это взять методику ВНИИГАЗА для сеномана и посчитать гидратный или не гидратный режим. Погрешность с реальностью будет 1-3 градуса, что более чем достаточно.
Что же касается программных комплексов, то версии Хайсис 3.2 до версии 2006, и его производные, включащих в себя, например VMGSim :), некорректно рассчитывают количество метанола для получения безгидратного режима. Так что, будьте внимательны коллеги при расчетах :).
так вот я не пойму, если при снижении давления на устье метанола больше надо. то из этого графика получается расход меньше. рисовала уже названная контора в этом топике
Здесь, видишь-ли, все зависит от количества воды и пластового давления. Если пластовое давление и количество воды = const, то при снижении температуры метанола надо больше, это правильно. А цифры кривых - это устьевые давления, как я понимаю? Надо на кривую гидратообразования посмотреть. Выложить сможешь в виде рисунка или мне старые данные поднять :)?
Вопрос про методику ВНИИГАЗа, есть она у кого в электронном виде, мне нужно расчитать кол-во подаваемого метанола в системе сбора? гидравличексий и тепловой расчет? может у кого есть примеры расчета - спасибо! очень помогло бы, ибо отдам методу преподу, у которого студенты забрав, не отдали.
http://01.файлообменник.рф/cyr8s85lqai2.html (ВНИИГАЗ)
или http://www.twirpx.com/file/1141771/
Иван007, большое спасибо за предоставленную информацию! Удачи
Как-то на глаза попалась старое (года 2000-го) руководство по пайпсиму... Так вот там было упоминание про максимально возможную концентрацию метанола в водометанольном растворе (для предотвращения гидратообразования). В более поздних руководствах данного упоминания уже нет. Да и Мультифлэш хваленый тоже не позволяет провести расчет по ингибированию с применением метанола марки А... Интересно было бы услышать комментарии от спецалистов.
PVTsim Позволяет рассчитывать минимальное количество ингибитора, в том числе, метанола с учетом примеси воды в самом ингибиторе.
создавали тему где подробно описали методику расчета подачи метанола на примере Pipesim
Методика расчета меня принципиально не интересует, интересует другое - максимальная концентрация чистого метанола в водном растворе ингибитора (и для ПВТсима, и для Мультифлэша) с использованием поправочного уравнения состояния СРК или же CPA (для Мультифлэша). Напоминаю, что согласно ГОСТ 2222-95, массовая доля воды в метаноле А не д.б. более 0,05 % масс.
Не совсем понятно в чем вопрос? ГОСТ - это требования к изготовлению, но не применению для ингибирования. Ингибитор может возвращаться после регенерации уже с другим содержанием воды.
Хорошо, попробую по-другому объяснить. Итак, на ГП закупается метанол по тендеру (т.е. с определенными требованиями), при этом выставляется показатель качества по ГОСТ 2222-95. Соответствено, содержание метанола в ингибиторе гидратообразования - не менее 99,95% масс. Вот меня и интересует, насколько корректны расчеты в ПО (PVTSim, Multiflash) для нормирования расхода метанола с концентрацией активного спирта в 99,95%. Теперь понятно?
да, понятно) ну тут кроме разработчиков ответ никто не сможет держать. думаю что такие ньюансы там просто опускаются
Так я вам про это же и написал. Задаете состав ингибитора как 99,95 MeOH, остальное 0,05 H2O
Страницы