- •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
8.1. Приближенное аналитическое решение задачи определения температуры движущейся по скважине смеси и скорости разложения газовых гидратов
Зависимость температуры газа от времени и координаты, а также общие соображения показывают, что изменение температуры газа при его течении можно при достаточно больших временах описывать уравнением, где коэффициент теплоотдачи α(t) определяется условиями теплообмена с породами и характеризует расстояние, на которое продвинулся тепловой фронт в породах.
Для плоской задачи:
(8.13)
а для осесимметричной, если ввести радиус влияния, зависящий от времени Rex(t),
(8.14)
Более точное выражение для коэффициента теплоотдачи можно получить методом Лапласа. При больших временах:
При длительном периоде работы скважины он незначительно отличается от (8.14). Температура газовой смеси в рассматриваемом приближении определяется зависимостью:
(8.15)
Зависимости (8.13) и (8.14) для коэффициентов теплообмена относятся к случаю постоянной температуры скважины. Поэтому решение для температуры газовой смеси (8.15) отличается от точного, что можно увидеть на примере плоской задачи, сравнивая формулы (8.11) и (8.15). Однако при больших временах продвижение фронта температур незначительно и решения мало отличаются. Следовательно, при достаточно больших временах распределение температуры газовой смеси описывается уравнением (8.15) с коэффициентом теплообмена (8.14).
Прогревание окружающих скважину пород приводит к сглаживанию распределения температурного поля в породах вблизи стенок скважины и, следовательно, к уменьшению градиентов температуры по радиусу и тепловых потоков в среду.
Полный массовый дебит Dm(t) добываемого газа от разложения гидратов за время t из скважины длиной ΔL описывается зависимостью:
(8.16)
где Vf - скорость фронта разложения гидрата; Sh - плотность гидратов.
Массовая доля газа в гидратах принята ε ~ О, 13.
8.2. Численный расчет распределения температуры и давления вдоль скважины. Определение дебита метана
Выполнены раcсчеты распределения температуры горячей смеси, давления по скважине, температуры в газогидратной залежи и зависимость полного дебита от времени, в которых приняты следующие параметры: пористость 0,3; гидратонасыщенность 0,3; радиус скважины 0,1 м; начальный радиус расположения гидратов от оси скважины 0,2 м; длина горизонтального и вертикальных участков скважины 1 км; удельная теплота фазового перехода (гидрат - вода + газ ) 500 кДж/кг, температуры смеси на входе 640 и 700 °С; давление смеси на входе 7,5 МПа, массовый расход 18 кг/с; входная скорость течения (определяется расчетом) примерно 28 м/с; массовая доля метана в гидратах 0,13; начальная температура пород 5 °С; температура фазового перехода 12 °С; время работы скважины 1-30 ч (рис.8.4).
Рис. 8.4. Зависимость температуры движущейся в трубе смеси от координаты z вдоль трубы после 30 ч работы скважины
В первые часы работы скважины отсутствует разложение гидратов (рис. 8.5).
Рис. 8.5. Зависимость полного дебита от времени работы скважины
Это связано с тем, что температурное поле в породах не успело дойти до гидратной залежи, расположенной на расстоянии двух радиусов скважины. Дебит растет во времени от нулевого, когда начинают разлагаться гидраты, которые прогрелись до фазовой температуры разложения, до текущего, связанного с прогревом пород на более далеких горизонтальных участках скважины.
С течением времени прогревается горизонтальная область расположения залежи, однако при больших временах, в связи с отмеченным ранее эффектом экранирования горячей скважины при прогреве ближайших областей пород, тепловые потоки от скважины падают и дебит слабо растет.
Характер движения фронта разложения гидратов, вблизи которого происходит резкое изменение температуры со скачком плотности теплового потока, приведен на рис. 8.6.
Рис. 8.6. Радиальная зависимость температурного поля в породах на расстоянии 1,5 км от устья скважины (в гидратной области). Время после пуска скважины: 1 - 10 ч, 2- 30 ч
Из результатов расчетов видно, что скорость движения фронта разложения гидратов падает со временем вследствие прогрева пород, поэтому вариант использования кондуктивно-конвективного теплообмена движущихся флюидов оказывается более эффективным.