Гидраты и как с ними бороться

Последнее сообщение
Stroncz 814 14
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?

Eugene 554 13
Мар 14 #1

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?

Stroncz 814 14
Мар 14 #2

Кривую не мы считали - взяли из какой-то SPE статьи. ППД нету. Залежь газовая. Состава газа чуть позже уточню.

Eugene 554 13
Мар 14 #3

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.

VMGRussia 24 7
Мар 14 #4

Добрый день, позвольте немного рекламы: если вы сообщите состав газа, то я могу вам рассчитать условия гидратообразования в нашем симуляторе VMGSim.

Eugene 554 13
Мар 14 #5

Естественно можете, но это можно сделать не только в VMGSim. Сначала с вопросом надо разобраться, а потом считать.

Thorio 208 11
Мар 14 #6

Eugene пишет:

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.

 

Вода всегда есть, хоть и в малых количествах, даже в чисто газовых залежах. Иногда для гидратов этой воды хватает.

Eugene 554 13
Мар 14 #7

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.

VMGRussia 24 7
Мар 14 #8

Eugene пишет:

Естественно можете, но это можно сделать не только в VMGSim. Сначала с вопросом надо разобраться, а потом считать.

Позвольте уж автору поста решить :-)

da4iko 6 9
Мар 14 #9

Суть вопроса в чем? Как бороться с гидратами? Методик много. Хоть метанол качайте. 

MironovEP 2081 12
Мар 14 #10

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)

visual73 2142 13
Мар 14 #11

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 :-)

Stroncz 814 14
Мар 14 #12

Мне надо время, чтобы запросить доп. данные. Насчёт посчитать - круто! Тем более если расчёты будут от двух источников ))

n_konyashkin 268 8
Мар 14 #13

Stroncz пишет:

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?)

Eugene 554 13
Мар 14 #14

Stroncz пишет:

Мне надо время, чтобы запросить доп. данные. Насчёт посчитать - круто! Тем более если расчёты будут от двух источников ))

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.

transmega 266 10
Мар 14 #15

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.

Eugene 554 13
Мар 14 #16

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.

visual73 2142 13
Мар 14 #17

Eugene пишет:

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 :-)

di. 163 10
Мар 14 #18

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.

obuhyv 38 7
Мар 14 #19

Eugene пишет:

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.

при остывании газа всегда выпадает влага, вот как раз это и есть гидрат,

а при большой воде гидратов может и не быть,

Eugene 554 13
Мар 14 #20

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.

GridMen 83 9
Мар 14 #21

di. пишет:

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.

Есть ли информация о примерном дебите?  проницаемости, толщине пласта по этой скважине ?

Stroncz 814 14
Мар 14 #22

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

 

Eugene 554 13
Мар 14 #23

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?

VMGRussia 24 7
Мар 14 #24

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.

Stroncz 814 14
Мар 14 #25

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?

 

VMGRussia 24 7
Мар 14 #26

Да, по расчётам запас, конечно, минимальный, на грани, но вам на руку сыграет снижение давления по мере истощения залежи.

Eugene 554 13
Мар 14 #27

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.

NASTRA 34 7
Мар 14 #28

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.

SABUR 47 13
Мар 14 #29

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. 

Eugene 554 13
Мар 14 #30

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?

transmega 266 10
Мар 14 #31

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.

visual73 2142 13
Апр 14 #32

transmega пишет:

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.

n_konyashkin 268 8
Апр 14 #33

visual73 пишет:

transmega пишет:

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.

Eugene 554 13
Апр 14 #34

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.

MironovEP 2081 12
Мар 15 #35

NASTRA пишет:

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.

перечитал тему. заинтересовал этот коммент. автора можно попросит пояснить как он "на глаз" просчитывает?

MironovEP 2081 12
Мар 15 #36

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?

 

Alexey S 567 12
Мар 15 #37

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 :).

MironovEP 2081 12
Мар 15 #38

Alexey S пишет:

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

Alexey S 567 12
Мар 15 #39

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 :)?

UralKhaziev 2 7
Мар 15 #40

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. 

Иван007 864 10
Мар 15 #41

UralKhaziev пишет:

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/
 

UralKhaziev 2 7
Мар 15 #42

Иван007, большое спасибо за предоставленную информацию! Удачи

Leito2008 180 12
Апр 15 #43

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.

Eugene 554 13
Апр 15 #44

PVTsim Позволяет рассчитывать минимальное количество ингибитора, в том числе, метанола с учетом примеси воды в самом ингибиторе.

MironovEP 2081 12
Апр 15 #45

создавали тему где подробно описали методику расчета подачи метанола на примере Pipesim

Leito2008 180 12
Апр 15 #46

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.

Eugene 554 13
Апр 15 #47

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.

Leito2008 180 12
Апр 15 #48

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?

MironovEP 2081 12
Апр 15 #49

да, понятно) ну тут кроме разработчиков ответ никто не сможет держать. думаю что такие ньюансы там просто опускаются

Eugene 554 13
Апр 15 #50

Так я вам про это же и написал. Задаете состав ингибитора как 99,95 MeOH, остальное 0,05 H2O

Страницы

Go to top