Способ ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях Российский патент 2023 года по МПК E21B35/00 E21B36/00 A62C3/06 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации газового фонтана на скважинах при морском бурении, а также на сухопутных скважинах. При этом предполагается, что бурового раствора и бурильной колонны нет в скважине и нет превентора на устье.

При сооружении скважин на море и на суше время от времени происходит фонтанирование нефтяных и газовых скважин.

В практике ликвидаций аварийных газовых фонтанов встречались случаи, когда на устье фонтанной скважины газ самопроизвольно, в соответствии с термобарическими условиями, переходил в газогидратное состояние. Это помогало произвести восстановительные работы на устье и сокращались материальные затраты.

Примером может служить авария первого октября 1998 года на скважине №2098, 154 куста Выгнаяхинского месторождения. Штабом по ликвидации было решено провести наводку запорной компоновки на муфту технической колонной над столом ротора, но муфта сломалась на соединении. Появилась необходимость двигать буровую установку, начались подготовительные работы. Но через шесть дней после начала аварии на устье скважины стали самопроизвольно образовываться газогидраты, что позволило установить запорное оборудование под буровой без передвижки станка. Также образовались гидраты в стволе скважины при гидродинамических исследованиях скважины РО 1 в Обской губе. Гидраты отложились в 200 м от устья скважины при проведении гидродинамических исследований. Отсюда следует, что большую роль играет температура окружающих скважину горных пород. И если есть в разрезе большие интервалы с отрицательной температурой, то скважина может и сама перейти в газогидратное состояние.

Известен способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах [Пат. РФ №2382175, опубл. 20.02.2010], включающий обеспечение безопасности тушения пожара и аварийно-восстановительных работ за счет определения радиуса безопасной зоны производства работ при тушении пожара открытого фонтана в зимний период и размещения лафетных стволов за пределами этой зоны. При температуре окружающего воздуха -35°С и при объеме охлаждающей жидкости из одного лафета 20 м радиус безопасного производства составляет 55 м от устья скважины, а лафетные стволы устанавливают на расстоянии 3 м друг от друга по сектору. Изобретение направлено на обеспечение безопасности тушения пожара и аварийно-восстановительных работ за счет определения радиуса безопасной зоны производства работ.

Однако указанный выше способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах рассматривает ситуацию, касающуюся только зимнего периода времени и сухопутной скважины, использовать данный способ на самоподъемной буровой установке (СПБУ) или на буровом судне довольно сомнительно.

Известен способ предотвращения открытых нефтяных и газовых фонтанов на скважинах [А.С. СССР №1609958, опубл. 30.11.1990], при котором в процессе бурения любого интервала, кроме основного канала промывки через бурильные трубы, сохраняют возможность осуществления промывки через дополнительный гидравлический канал. Задавочную жидкость закачивают насосным агрегатом по манифольду в ствол скважины при возникновении газоводонефтепроявления (ГНВП). При этом бурильной колонны в скважине может не быть. Изобретение направлено на повышение эффективности предотвращения открытых нефтяных и газовых фонтанов при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и сокращение времени на глушение.

Недостатком является оставление гидравлического канала до некоторого расстояния от башмака колонны, где установлен клапан, и до устья обсадная колонна остается нецементированной. Кроме того, в патенте нет описания прочностных свойств на разрыв от внутреннего избыточного давления, т.к. за колонной нет цементного камня и давление атмосферное.

Известен способ глушения фонтана флюида из скважины [Пат. РФ №2473779, опубл. 27.09.2012], при котором скважину заполняют жидким азотом, удаляют из скважины компоновку насосно-компрессорных труб и осуществляют контроль за процессами замораживания прилегающих к скважине пород и жидкостей. При образовании в скважине отсекающей пробки и блокирования фонтана флюида в вышерасположенную зону скважины закачивают цементный раствор и поддерживают в скважине давление до его отверждения. Предлагаемый способ позволяет в сложных горно-геологических условиях, в частности при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД), блокировать или глушить фонтаны флюида в скважине.

С точки зрения авторов к недостатку можно отнести использование жидкого азота, т.к. в известном изобретении не указана температура используемого азота и в случае, например, применения жидкого азота с температурой -195°С, металл обсадных колонн становится хрупким и скважину после такой обработки придется ликвидировать. Кроме того, если скважина глубиной 3000 м, то потребуется примерно 120 м жидкого азота, и, как следствие, возникает вопрос хранения такого объема азота на скважине.

Известен способ глушения газового фонтана [А.С. СССР №721523, опубл. 15.03.1980], в котором осуществляют перевод газа в газогидратное состояние путем закачки гидратообразователя через дополнительно пробуренную наклонную скважину, которая встречается со стволом фонтанирующей скважины на глубине 1000 м. При этом, согласно изобретению, в наклонную скважину закачивают воду объемом 5-50 м и производят гидроразрыв пласта в зоне встречи стволов скважин. После этого закачивают ингибитор гидратообразователя и процесс повторяют до полного прекращения процесса фонтанирования. Изобретение направлено на повышение эффективности глушения газового фонтана.

К недостатку известного способа можно отнести дополнительное бурение наклонного ствола скважины до пересечения с фонтанирующим стволом, что довольно затруднительно при фонтанировании скважины в морских условиях.

Задачей изобретения является разработка более простого и эффективного способа ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях путем создания искусственно охлажденного интервала для перевода газа фонтанирующей скважины в газогидратное состояние.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, состоит в упрощении и повышении эффективности ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях за счет создания искусственно охлажденного интервала для отбора тепла у фонтанирующего газа и перевода его в газогидратное состояние.

Для достижения указанного технического результата в

предлагаемом способе ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях, основанном на переводе газа в газогидратное состояние путем его охлаждения, при вскрытии бурением предполагаемого опасного интервала с аномально высоким пластовым давлением за обсадной трубой, по которой поступает газ, оставляют верхний участок глубиной h, зависящей от дебита газа, площади теплообмена и разности температур, на которую необходимо понизить температуру газа для перевода в газогидратное состояние, не зацементированным для создания искусственно охлажденного интервала с помощью установки дополнительных труб для прокачивания чиллером охлаждающей жидкости антифриза 65, при этом глубину h определяют по формуле:

F - площадь теплообмена между газом и антифризом 65, м²;

D_т - внешний диаметр обсадной трубы, по которой поступает газ, величина D_T известна по конструкции скважины, м;

π - 3,141 круговая постоянная, Архимедова константа, число Лудольфа,

необходимую холодопроизводительность чиллера Q_ч определяют по формуле:

G - массовый расход охлаждающей жидкости, кг/сек;

Т2-Т1 - разность температур охлаждающей жидкости между начальным состоянием и конечным, °С;

Сж - удельная теплоемкость охлаждающей жидкости, Дж/кг °С;

на основании необходимой холодопроизводительности подбирают промышленный чиллер.

Площадь F теплообмена определяют из уравнения теплового баланса:

Q - количество теплоты, которое необходимо отвести от газа для его перевода в газогидратное состояние, Дж;

k - коэффициент теплопередачи через стенку трубы, разделяющей газ метан и антифриз 65, Вт/(м² °С);

θс_р. - средний тепловой напор, °С.

При этом величину Q определяют по формуле:

где M_g- массовый дебит газа, кг/ сек;

С_g - удельная теплоемкость газа метана, Дж /(кг °С);

ΔT - снижение температуры газа метана до его перевода в газогидратное состояние, °С.

Время перехода газа в газогидратное состояние при данной производительности чиллера определяют по формуле:

Q - теплота, которую необходимо отвести от газа для его перевода в

газогидратное состояние, Дж;

Q_ч - холодопроизводительность чиллера, Вт.

Расчет коэффициента теплоотдачи а от газа к стенке обсадной трубы, за которой установлены дополнительные трубы для охлаждающей жидкости антифриза 65, производят по формуле:

Nu - критерий Нуссельта;

λ - коэффициент теплопроводности, Вт/(м °С);

l - эквивалентный диаметр сечения потока газа, м;

по найденной величине коэффициента теплоотдачи α находят количество теплоты, которое необходимо отвести от газа для его перевода в газогидратное состояние, по формуле:

α - коэффициент теплоотдачи газа к стенке трубы площадью F; Вт/(м² °С)

F - площадь, через которую происходит конвективный перенос тепла, м²;

ΔT- перепад температуры газа от начальной до охлажденного состояния, °С;

τ - время в течение, которого происходит переход газа в газогидратное состояние, сек,

Кроме того, величины, входящие в формулу (6) для расчета коэффициента а теплоотдачи охлаждающей жидкости к стенке трубы через критерий Нуссельта для газа, а именно: λ, η, v - известны по справочным данным [2].

Предлагаемый способ ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях иллюстрируется чертежом, представленным на фиг. 1 и таблицами на фиг. 2, 3, 4.

На фиг. 1 схематично изображена скважина с не зацементированным участком глубиной h для установки дополнительных труб для прокачки антифриза 65, на фиг. 2 приведены значения коэффициента при Re>10000, на фиг. 3- параметры антифриза 65 при различных температурах [7, таблица 1.2], на фиг. 4 - значения коэффициента при Re<10000.

На фиг. 1 позициями обозначены (пример): 1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - первая промежуточная обсадная труба; 4 - вторая промежуточная обсадная труба; 5 - открытый ствол, 6 - зона аномально высокого пластового давления (АВПД), 7 - чиллер.

Предлагаемый способ ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях основан на свойствах метана, этана, пропана и некоторых других газов образовывать при определенных термобарических условиях газогидраты. Барические условия в скважине есть, а создание искусственно охлажденного интервала с помощью дополнительно установленных в межтрубном не зацементированном пространстве между трубами (или колоннами) труб для прокачки охлаждающей жидкости, в частности антифриза 65, обеспечит термические условия. При этом для прокачки антифриза 65 используют чиллер. Глубину не зацементированного участка для установки труб для прокачки антифриза 65 определяют в зависимости от дебита газа, поверхности теплообмена между фонтанирующим газом и антифризом 65, внешнего диаметра обсадной трубы (колонны), разделяющей газ и антифриз 65, от разности температур, на которую необходимо понизить температуру газа для перевода его в газогидратное состояние. В газе, идущем из пласта, всегда присутствует влага, т.е. присутствуют все условия для образования газогидратов. Поставленная цель достигается тем, что охлаждающий интервал создают за обсадной трубой, внутри которой будет движение газа, создающего фонтан.

Следует также заметить, что явление самопроизвольного перехода газа в газогидратное состояние наблюдается только в тех скважинах, где присутствуют в разрезе интервалы с отрицательной температурой, например -2-0°С [3]. Это возможно на севере Сибири и никогда не наблюдалось для южных районов. В акватории Баренцева моря при отборе керна с донных отложений лед в грунте не обнаружен. Но придонная температура имеет температуру -2°С [3]. Печерское море, охлажденные интервалы по расположению имеют островной характер. Разрезы в Карском море и море Лаптевых также имеют и лед в отборах грунта донных отложений, но также имеют островной характер.

Предлагаемый способ ликвидации газового фонтана на скважинах в морских условиях, основанный на переводе газового фонтана в газогидратное состояние, предусматривает сравнительно небольшие затраты, в т.ч. по времени. Не надо бурить наклонную скважину, что крайне затруднительно в морских условиях. Если чиллер не доступен по техническим причинам, то можно попробовать обеспечить циркуляцию охлаждающих смесей на основе твердого диоксида углерода в смеси с этиловым спиртом, ацетоном и т.д. [10, стр. 381]. В крайнем случае, можно приготовить охлаждающую смесь изо льда или снега и двух солей [10, стр. 380]. Газ при расширении охлаждается и к этому добавляется отрицательная температура окружающей среды, которая охлаждает через стенку газ. Газ претерпевает двойное охлаждение на интервале глубиной h м.

Другими словами, и в средней полосе РФ, где нет природного охлажденного интервала (с минусовой температурой (-1.5°С-0°С), можно создать искусственный. И в южных районах, если изолировать трубу с охлаждающей жидкостью от температуры окружающей среды в высокотемпературных скважинах.

На момент проявления газового фонтана необходимо знать текущую температуру газового фонтана и температуру газогидратной кривой метана при данных термобарических условиях состояния газового фонтана на устье.

На практике (фиг. 1) при вскрытии бурением предполагаемого опасного интервала с аномально высоким пластовым давлением - АВПД (по данным сейсмического прогноза) за обсадной трубой, из-под которой ведут бурение, оставляют не зацементированным верхний от устья участок глубиной h. В не зацементированном межтрубном пространстве глубиной h, как показано на фиг. 1 в качестве примера, где газ поступает, например, по второй промежуточной трубе 4, то между первой 3 и второй 4 промежуточными обсадными трубами устанавливают трубы для охлаждающей жидкости антифриза 65 [12], который прокачивают с помощью чиллера, подсоединенного к этим трубам, в случае проявления газового фонтана.

Рассмотрим способ перевода газа в газогидратное состояние. Допустим необходимо охладить газ на 13 градусов при дебите 1.1 млн. м.

Для оценки мощности охлажденного интервала глубиной h,

необходимого для перевода газа в газогидратное состояние в стволе скважины и создаваемого с помощью установки дополнительных труб за обсадной трубой, по которой поступает газ, для прокачивания по ним охлаждающей жидкости антифриза 65, необходимо произвести расчет теплообмена между газом и охлаждающей жидкостью антифризом 65.

Описание перевода газа в газогидратное состояние аварийной скважины в морских условиях.

Для охлаждения до необходимой температуры газа, проходящего через устье скважины, предлагается создание пространства вокруг верхнего интервала обсадной трубы (колонны), через которую предполагается бурение потенциально фонтанноопасного горизонта. Для этого верхние h метров обсадной трубы, предшествующей той, через которую предполагают аварийное фонтанирование, оставляют свободной, т.е. цемент не доводят до устья при цементировании на высоту h. Цементирование проводят с оставлением h метров до устья. И саму величину h, т.е. глубину установки дополнительных труб для прокачивания антифриза 65 определяют расчетом.

Благодаря этому, в случае возникновения аварийного фонтана вокруг верхнего интервала обсадной трубы, через которую идет фонтанирование, и в котором установлены дополнительно трубы для циркуляции антифриза 65, (ГОСТ 159-52), отрицательная температура которого поддерживается при помощи мощного чиллера, расположенного на палубе [4, 5], можно довольно эффективно ликвидировать газовый фонтан.

Таким образом, вследствие конвекционного теплообмена температура газа, проходящего через устье скважины, падает и идет образование газогидратов, в результате чего фонтанирование газа прекращается.

Расчет коэффициентов теплоотдачи газа и охлаждающей жидкости

Для определения теплового потока и температур на поверхностях обсадной трубы необходимо рассчитать коэффициент теплоотдачи а газа, фонтанирующего из скважины и охлаждающей жидкости, циркулирующей в не зацементированном пространстве, например, как изображено на фиг. 1, между трубами 3 и 4 глубиной h.

Коэффициент теплоотдачи а показывает, какое количество тепла передается от единицы поверхности стенки к жидкости в единицу времени при разности температур между стенкой и жидкостью в 1 градус (°С).

Установлено, что коэффициент а теплоотдачи зависит от многих факторов: вида и режима движения, размеров и формы стенки, шероховатости стенки. Определение а является основной задачей расчета теплообменных аппаратов.

Коэффициент а теплоотдачи можно рассчитать через критерий Нуссельта, характеризующий подобие процессов теплопереноса на границе между стенкой и потоком жидкости [6,9]. Он является определяемым по формуле (6):

где определяющий размер, который в данном случае является эквивалентным диаметром сечения потока газа, находят по формуле:

при площади сечения потока S=Pi 0.2285²/4=0.0410074 м и смоченном периметре П=Pi 0.2285=0.7179 м.

Так как газ, содержащийся в пласте, практически полностью метановый, расчеты будут вестись по метану. Таким образом, для расчета коэффициента теплоотдачи а газа необходимы следующие величины, взятые при устьевых условиях из источника [ГСССД 284-2013 Таблицы стандартных справочных данных. Метан жидкий и газообразный. Термодинамические свойства при температурах 91…700 К и давлениях до 100 МПа].

Из таблиц известны следующие параметры [2]:

λ - коэффициент теплопроводности теплоносителя, Вт/(м °С);

η - динамическая вязкость, Н с/м²;

v - кинематическая вязкость, м²/с;

Рг - число Прандтля.

Для начала, чтобы убедиться в том, что поток газа имеет турбулентный режим течения, необходимо рассчитать число Рейнольдса, который характеризует гидродинамический режим потока при вынужденном движении и является мерой соотношения сил инерции и вязкого трения. Понадобится внести следующие величины:

Q - объемный расход газа, м³/с,

Dr - гидравлический диаметр, м.

Тогда число Рейнольдса определяют по формуле:

Для расчета критерия Нуссельта при турбулентном режиме течения необходимо определить значение коэффициента е_ь используя данные [6, таблицу 1.1].

Коэффициент (фиг. 2). Таким образом, есть все величины для того, чтобы посчитать критерий Нуссельта для турбулентного режима течения [1, 9]:

Таким образом, коэффициент теплоотдачи α1 газа в скважине будет равен, расчет по формуле (6, стр. 6):

Коэффициент теплоотдачи для охлаждающей жидкости в затрубном пространстве, также как и в расчете для газа в скважине рассчитывается по формуле (6, стр. 6).

Определяющий размер, в данном случае, будет находиться также, но при площади сечения потока S=Pi0.335²/4 - Pi0.2445²/4=0.04119 м и смоченном периметре П=Pi0.335 + Р10.2445=1.82055 м.

Применив формулу (8) получаем l=0.0905.

Параметры, необходимые для дальнейших расчетов приведены в источнике [7, таблица 1.2].

В качестве охлаждающей жидкости используют промышленный антифриз 65 [6, 7] (фиг. 3).

Т - температура антифриза, °С;

Р - давление, бар;

v - кинематическая вязкость, м²/с;

ρ - плотность, кг/м³;

β - температурный коэффициент объемного расширения, С^-1;

с_р - удельная теплоемкость, Дж/(кг °С);

λ - коэффициент теплопроводности, Вт/(м °С);

α - коэффициент температуропроводности, ²/с;

Рг - Число Прандтля.

Для определения режима течения охлаждающей жидкости необходимо рассчитать число Рейнольдса. Для этого введем следующие параметры:

V = 3, скорость движения жидкости, м/с;

Для вычисления площади S межтрубного пространства вычислим гидравлический диаметр Dr, м:

Dr=0.3397 -δ*2 - 0.2445=0.0792,

δ=8×10^-3, толщина стенки обсадной трубы, м;

Тогда площадь межтрубного пространства составляет:

Проведем расчет числа Рейнольдса:

Охлаждающая жидкость имеет ламинарный режим течения. При ламинарном режиме течения критерий Нуссельта определяется по формуле [6]:

Коэффициент при ламинарном режиме течения находится по данным [6, таблица 2] (фиг. 4), где L - длина трубопровода, равного по расстоянию h, м; d_экв - эквивалентный диаметр сечения потока жидкости, м.

Коэффициент для охлаждающей жидкости в трубе =1.

Необходимо рассчитать критерий Грасгофа, входящий в формулу (13). Этот критерий характеризует соотношение сил вязкого трения и подъемной силы, описывает режим свободного движения теплоносителя. Для его расчета введем следующие параметры:

Δt=t_cт-t_ж=38.37_, °C - температурный напор между стенкой и теплоносителем;

Ргст=150, число Прандтля при температуре стенки;

g=9.81, ускорение свободного падения, м/с². Имея все необходимые данные, можно рассчитать критерий Грасгофа [6]:

Зная критерий Грасгофа, можно рассчитать критерий Нуссельта по формуле (14):

Подставив полученное значение в формулу (6), выходит результат:

α2=626.94, Вт/(м2 ×С) - коэффициент теплоотдачи для охлаждающей жидкости при ее температуре, равной - 40°С.

Расчет переноса тепла и процесса конвективного теплообмена

Согласно закону Фурье о распространении тепла путем теплопроводности, количество передаваемого тепла Q за промежуток времени т через поверхность F выражается уравнением [1]:

где λ - коэффициент теплопроводности, Вт/(м °С);

F - площадь теплообмена, м²;

τ - время, сек;

Δt - разница температур на поверхности стенки со стороны соответственно входа и выхода теплового потока; n-толщина стенки (знак минус указывает на то, что с увеличением толщины стенки температура убывает).

Если величина Q отнесена к единице длины трубы то расчетная формула примет вид [4]:

При решении задач, связанных с конвективным теплообменом, основным является уравнение Ньютона - Рихмана (7) для неустановившегося режима [1]:

где

α - коэффициент теплоотдачи от жидкости к стенке, Вт/(м² °C),

F - площадь теплообмена, м²;

ΔТ - разность температур, °С (температурный напор) между стенкой и соприкасающейся с ней жидкостью;

τ - время, сек.

Пример

У авторов нет возможности провести эксперименты, поэтому авторы приводят теоретическое обоснование, основанное на известных научных знаниях.

Оценка технологических параметров и затрат энергии приведена для невысокого дебита, указанного в А.С. СССР №721523.

Допустим, ΔТ=13°С, т.е. на столько градусов нужно охладить природный газ метан в фонтане для его перевода в газогидратное состояние. Если температура газа на глубине 1000 м +40°С, то на устье примем +35°С. Давление на глубине 1000 м 10 МПа, то на открытом устье скважины принимаем 1.2 МПа. Пусть газ фонтанирует с дебитом 1.1×1⁶ м³/сут, его плотность при этом составляет 10.8 кг/м на открытом устье. Все дальнейшие расчеты авторы ведут согласно источнику [9].

Произведем расчет количества тепла, которое необходимо отвести от газа метана для его перевода в гидратное состояние по формуле (4):

где M_g - массовый дебит газа, кг/ с;

С_g - удельная теплоемкость газа метана, Дж /(кг °С);

ΔT - снижение температуры газа до его перевода в газогидратное состояние, °С.

При прямотоке конечная температура охлаждающей жидкости арнтифриза 65 не может быть выше конечной температуры газа (+22°С). Расчетное число, при котором все еще будет идти процесс охлаждения газа, t₂ равно -8.9°С. Начальная температура охлаждающей жидкости t₀ равна -40°С.Из этих данных уточним массовый расход охлаждающей жидкости при работе чиллера:

где

Q - тепловая нагрузка на чиллер, Вт;

C_ож ^- удельная теплоемкость охлаждающей жидкости, Дж/(кг°С);

t₂ - температура конечная охлаждающей жидкости (-8.9°С);

t₀ - начальная температура охлаждающей жидкости (-40°С). Рассчитаем средний тепловой напор при прямотоке, °С:

при этом θ₁ и θ₂ рассчитываются по источнику [9, стр. 382] и где

θ₁ - разность между начальной температурой газа и конечной температурой антифриза 65,°С; θ₂ - разность между конечной температурой газа и начальной температурой антифриза 65,°С.

Следующим шагом расчета является необходимая поверхность теплообмена при прямотоке. Но прежде надо рассчитать коэффициент теплопередачи к через стенку трубы, разделяющей газ метан и охлаждающую жидкость антифриз 65. Для цилиндрической стенки отношение поверхностей можно заменить отношением диаметров [9]. Расчет ведем со стороны горячего газа:

где

α₁ - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке обсадной трубы, по которой движется газ, например по второй промежуточной трубе,

d - внутренний диаметр обсадной трубы, по которой движется газ, например по второй промежуточной трубе, м;

δ - толщина стенки обсадной трубы, м;

λ - теплопроводность стенки обсадной трубы (например, второй промежуточной), Вт/(м°С);

D_ср - средний диаметр обсадной трубы (второй промежуточной трубы в примере), м;

α₂ ~ коэффициент теплоотдачи от внешней стенки обсадной трубы, по которой движется газ, к охлаждающей жидкости антифризу 65, Вт/ (м² °С);

D_r - внешний диаметр обсадной трубы, по которой движется газ, (например, второй промежуточной обсадной трубы), м.

Тогда площадь F теплообмена определим из следующего выражения [9] по формуле (3):

Искомая глубина не зацементированного участка h для установки труб для прокачки охлаждающей жидкости антифриза 65 составит по формуле (1):

Если средний температурный напор значительно (более чем в 5 раз) превышает температурные перепады теплоносителей (имеется ввиду газ метан и антифриз 65), то прямоток и противоток равноценны.

Расчет по противотоку дал величину h=179 м.

Таким образом, согласно уравнению теплового баланса (20) найдены все величины, кроме потерь в окружающую среду [9]:

Q - количество тепла, которое необходимо отвести от газа для перевода его в газогидратное состояние, Вт;

Q_ч - холодопроизводительность чиллера, Вт;

Q_oc - потери тепла в окружающую среду, Вт.

Найдем линейный коэффициент теплопередачи k_г для определения величины потерь через многослойную стенку холода:

где

α_т - коэффициент холодоотдачи от охлаждающей жидкости к стенке трубы, Вт/(м²°С);

λ_т - коэффициент холодопроводности через стенку трубы, Вт/(м°С);

λ_цк - коэффициент холодопроводности через цементный камень, Вт/(м°С);

α_ос - коэффициент холодоотдачи от внешней стороны цементного камня в окружающую среду;

D_i - диаметр соответствующей трубы, м.

где h - длина интервала охлаждения, м;

ΔT - разница между температурой начальной и конечной охлаждающей жидкости, °С.

Потери чиллера в окружающую среду можно не учитывать из-за несущественно малой величины. Если в разрезе есть интервал с отрицательной температурой, то возможно газ сам перейдет в газогидратное состояние. Глубина h установки дополнительных труб для прокачки антифриза 65 (или охлажденного интервала h) для Арктического региона может быть принята 150-200 м. Для Штокмановского месторождения сама морская вода является охлаждающим фактором. Для южных районов величина h может быть 200-500 м в зависимости от температурного градиента данной местности.

Как известно из предыдущих расчетов, газ необходимо охладить на ΔТ=13°С. Зная удельную теплоемкость метана с=2.226 * 10³Дж/(кг*°С) [3], рассчитаем количество теплоты, которое необходимо отвести от газа [2]:

Согласно уравнению (11) расчеты будут вестись относительно 1 метра трубы, для этого необходимо разделить количество тепла на длину участка трубы по (15):

Зная суточный дебит фонтанирующей скважины, а также плотности по стволу скважины в нормальных условиях, рассчитаем скорость, с которой газ движется по скважине в районе устья:

Используя коэффициенты теплоотдачи, которые были рассчитаны выше, произведем расчет температуры на стенках обсадной трубы. Для этого введем следующие параметры:

d₁ - внешний диаметр обсадной трубы, м;

δ=8 * 10^-3, толщина стенки трубы, м;

d₂=0.2445 - внутренний диаметр обсадной трубы, м;

λст=70, коэффициент теплопроводности для стали, Вт/(м°С).

Температура на внутренней стенке обсадной трубы, через которую идет фонтан газа [2]:

Тст1=34.85,°С.

Температура на наружной стенке обсадной трубы, через которую идет фонтан [2]:

Тст2=1.07,°С.

Верхний порог температуры охлаждающей жидкости, при котором все еще будет осуществляться охлаждение газа, идущего через устье, равен:

Тож →-8.9°С.

Расчет холодопроизводительности чиллера

Для выбора необходимого оборудования нужно рассчитать требуемую холодопроизводительность чиллера, которая является мощностью охлаждения жидкости. Для охлаждения интервала устья скважины требуется использовать низкотемпературный чиллер на основе антифриза, фреона или спиртов.

Для определения холодопроизводительности необходимы следующие параметры охлаждающей жидкости антифриза 65:

G=50.3, массовый расход охлаждаемой жидкости, кг/с из расчета (см. выше);

Т2=-40, конечная температура охлаждаемой жидкости, °С;

Т1=0, начальная температура охлаждаемой жидкости, °С;

Сж=2.542, удельная теплоемкость охлаждающей жидкости, кДж/(кг °С);

ρж=1129, плотность охлаждающей жидкости, кг/м³.

Таким образом, имея все необходимые данные, можно рассчитать холодопроизводительность по следующей формуле (2),[9]:

На основании рассчитанной требуемой холодопроизводительности чиллера подбираем по мощности промышленный чиллер. Так линейка чиллеров фирмы DANTEX имеет ряд от 361 кВт до 1380 кВт. Время перевода газа в газогидратное состояние зависит от выбранного по мощности чиллера [11]. Время т перехода газа в газогидратное состояние при данной производительности чиллера можно определить по формуле (5):

Q - теплота, которую необходимо отвести от газа для его перевода в газогидратное состояние, Дж;

Q_ч - холодопроизводительность чиллера, Вт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации газового фонтана при морском бурении, а также на сухопутных скважинах. Способ основан на переводе газа в газогидратное состояние путем его охлаждения. При этом при вскрытии бурением предполагаемого опасного интервала с аномально высоким пластовым давлением за обсадной трубой, по которой поступает газ, оставляют верхний участок глубиной h, зависящей от ожидаемого дебита газа, площади теплообмена и разности температур, на которую необходимо понизить температуру газа для перевода в газогидратное состояние, не зацементированным для создания искусственно охлажденного интервала с помощью установки дополнительных труб для прокачки чиллером охлаждающей жидкости антифриза 65. При этом глубину h определяют по приведенной математической формуле. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации газового фонтана в морских условиях за счет создания искусственно охлажденного интервала для отбора тепла у фонтанирующего газа и перевода его в газогидратное состояние. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

1. Способ ликвидации газового фонтана в морских условиях, основанный на переводе газа в газогидратное состояние путем его охлаждения, характеризующийся тем, что при вскрытии бурением предполагаемого опасного интервала с аномально высоким пластовым давлением за обсадной трубой, по которой поступает газ, оставляют верхний участок глубиной h, зависящей от ожидаемого дебита газа, площади теплообмена и разности температур, на которую необходимо понизить температуру газа для перевода в газогидратное состояние, не зацементированным для создания искусственно охлажденного интервала с помощью установки дополнительных труб для прокачки чиллером охлаждающей жидкости антифриза 65, при этом глубину h определяют по формуле:

где

F - площадь теплообмена между газом и антифризом 65, м²;

D_т - внешний диаметр обсадной трубы, по которой поступает газ, величина D_т известна по конструкции скважины, м;

π-3,141 круговая постоянная, Архимедова константа, число Лудольфа,

при этом необходимую холодопроизводительность чиллера Q_ч определяют по формуле:

Q_ч=G * (Т2 - Т1) * Сж, Вт, где

G - массовый расход охлаждающей жидкости, кг/сек;

Т2-Т1 - разность температур охлаждающей жидкости между начальным состоянием и конечным, °С;

Сж - удельная теплоемкость охлаждающей жидкости, Дж/кг °С;

на основании рассчитанной холодопроизводительности подбирают промышленный чиллер.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что время τ перевода газа в газогидратное состояние при данной производительности Q_ч чиллера определяют по формуле:

где

Q - количество теплоты, которое необходимо отвести от газа для его перевода в газогидратное состояние, Дж;

Q_ч - холодопроизводительность чиллера, Вт.