Nguyên nhân của sự tạo thành hydrat là sự làm lạnh cường độ cao của dòng sản phẩm trong giếng. Trong những điều kiện này, tầm quan trọng đặc biệt được dành cho các phương pháp thiết kế hợp lý để ngăn chặn sự tạo thành hydrat.
Dung dịch khoan được đưa vào đoạn khảo sát với nhiệt độ thấp của gây ra sự thay đổi đủ lớn trong nhiệt của đá xung quanh giếng và đặc biệt ảnh hưởng tới cường độ và độ sâu của sự tạo thành hydrat trong quá trình thử giếng. Trong quá trình thử giếng, dung dịch khoan nóng lên do tiếp xúc với đá ở độ sâu và nhiệt độ cao và phụ thuộc vào tổn thất nhiệt trong hệ thống dung dịch khoan trên bề mặt, sự phân phối nhiệt độ trong dòng lên và xuống khác biệt trong một khoảng rộng. Tuy nhiên, trong tất cả các trường hợp nhiệt độ của khu vực đáy giếng thấp hơn và nhiệt độ đầu giếng cao hơn địa nhiệt thống kê.
Trong hệ thống bề mặt cô lập nhiệt, nhiệt độ dung dịch khoan ở đầu giếng TM, giếng có độ sâu h với hằng số gradient địa nhiệt Γ và nhiệt độ của vỉa trung lập
bằng 00C được tính toán theo công thức:
TM = 0.5Γh (3.1) Có vẻ như sự tạo thành hydrat là không thể khi nhiệt độ TM cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrat tại áp suất vỉa T(PL) tại độ sâu lớn hơn
H > 2T(PL)/Γ (3.2)
Phụ thuộc vào sự phân bố địa nhiệt của nhiệt độ và độ sâu giếng, nhiệt độ của dung dịch khoan đi lên và xuống (Hình 3.3) có thể thấp hơn (đường 1, 2) trong Hình 3.3 gần với (đường 3, 4) và cao hơn (đường 5, 6) nhiệt độ sự hình thành hydrat tại áp suất vỉa. Trong trường hợp đầu, khi khí xâm nhập vào dung dịch khoan, khả năng hình thành hydrat trong lòng giếng trong quá trình khoan cao. Trong trường hợp thứ hai, sự tạo thành hydrat có khả năng xảy ra ở gần đầu giếng, và trong trường hợp thứ ba, nó không thể hình thành.
Hình 3.3. Nhiệt độ dòng chảy xuống (1,3,5) và chảy lên (2,4,6) trong tuần hoàn dung dịch khoan với độ sâu khác nhau (tg là nhiệt độ tạo thành hydrat như là một hàm của độ sâu; tgr là sự phân bố nhiệt độ địa nhiệt [3]
Sự phân phối nhiệt trong lòng giếng phụ thuộc vào nhiệt độ ban đầu của dung dịch bơm vào. Nếu nhiệt độ trong giếng phải giữ thấp hơn nhiệt độ tạo thành hydrat do các lý do kỹ thuật (ví dụ, để ngăn chặn sự phân hủy của hydrat trong các vỉa bão hòa hydrat), điều này cần thiết để làm nguội dung dịch khoan.
Ngăn chặn sự tạo thành hydrat trong quá trình thử giếng đạt được bằng nhiều phương pháp: cấp nhiệt sơ bộ cho lòng giếng bằng tuần hoàn dung dịch khoan nóng trước khi khai thác, xử lý khu vực đáy giếng với chất ức chế tạo hydrat, sử dụng chất ức chế nguồn gốc dung dịch đóng giếng, và sử dụng cáp nhiệt hạ độ sâu khu vực tiềm năng hình thành hydrat.
Ứng dụng của mỗi phương pháp trên phụ thuộc vào chế độ vận hành mong muốn và thành phần của sản phẩm. Phương pháp cơ bản và dễ áp dụng là nung nóng bằng điện với dây cáp thả cùng ống khai thác, hay gắn vào phía ngoài ống khai thác thông qua khu vực tiềm năng hình thành hydrat.
Sự phân bố nhiệt độ trong giếng tại đó nguồn nhiệt tuyến tính được cố định ở
độ sâu l với năng lượng đặc biệt w được xác định bởi tương quan sau:
QcpdT/dx=k(T-T0-Γx) + w (3.3) Nhiệt độ, 0 C Đ ộ s â u H, m
Trong đó
k hệ số truyền nhiệt giữa sản phầm và đá xung quanh, W/m 0C;
w năng lượng tuyến tính đặc biệt của sự đốt nóng, W/m;
Q là công suất giếng, kg/s;
cp là công suất nhiệt của dầu, J/kg 0C;
T0 là nhiệt độ của vỉa trung gian, 0C;
Γ là gradient địa nhiệt, 0C/m;
Dây cáp nhiệt có thể được thay thế bởi dây cáp địa vật lý có điện trở dây dẫn thấp. Dây cáp được hạ xuống trong ống khai thác phải chịu tải, có điện trở suất đặc biệt thấp và chịu được nhiệt độ cao. Dây cáp có ba hay bảy lõi là loại phù hợp nhất, vì khi kẹp chúng vào nguồn điện ba pha sẽ không gây nhảy pha. Lựa chọn cáp, phụ thuộc vào đặc tính điện của chúng, thông qua phương trình sau:
W = αUm2/Ro12 ≥ wo (3.4)
Trong đó
Um là hiệu điện thế nguồn lớn nhất theo đặc tính kỹ thuật của cáp, V;
R0 là điện trở suất đặc biệt của lõi cáp, Ω/m;
l là độ sâu yêu cầu thả cáp, m;
α là hệ số cân bằng 1 với cáp ba lõi, và 2 với cáp loại 7 cặp dây song song.
Để ngăn ngừa sự tạo thành hydrat trong quá trình thử nghiệm thực địa tại những mỏ có thành phần dung dịch không có hàm lượng nước lớn xuất hiện (sự vắng mặt của sự tương tác khí – nước hay dầu-nước gần khoảng bắn mở vỉa), sử dụng chất ức chế là phương pháp hiệu quả để xử lý hydrat tạo thành khu vực đáy giếng. Cơ chế của việc chống tạo hydrat là là việc tạo ra chất đệm giữa dung dịch của vỉa và chất lỏng bị ép xuống từ các vùng di động của chất được bơm vào trong đáy giếng, và các xử lý theo đó với dung dịch đến từ tầng đáy giếng. Chất đệm này cung cấp sự phân tách giữadung dịch từ vỉa và chất lỏng được ép xuống trong quá trình xâm nhập của dung dịch vào giếng và dòng chảy của nó thông qua ống khai
thác được làm lạnh sau quá trình đóng giếng. Do đó, việc ngăn chặn hiệu quả sự tạo thành nút hydrat được đảm bảo ngay từ ban đầu.
Chất ức chế, bị mắc kẹt trong một thể tích xốp, làm khô dung dịch từ vỉa và phần nào được đưa vào giếng theo dòng chảy. Trong quá trình này nồng độ và tính hiệu quả của nó bị giảm sút. Do đó, trong giai đoạn thiết kế một việc cần thiết là xác định độ giảm trong hàm lượng của chất ức chế bị mắc kẹt đảm bảo hiệu quả ngăn chặn sự tạo thành hydrat xuyên suốt quá trình thử giếng.
Các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm chỉ ra rằng sau khi chất ức chế được đưa qua mẫu lõi đá và được thay thế bởi dầu và khí, hàm lượng chất ức chế còn lại
không khác với hàm lượng nước nhiều. Thể tích của chất đệm VB được đánh giá
thông qua công thức:
VB= V0(1-γ) (3.5)
Trong đó
V0 là thể tích chất ức chế bơm vào vỉa, m3;
γ là hàm lượng nước còn lại trong ống thu, thể tích riêng.
Mặt khác, thể tích chất đệm phải ngăn chặn khi liên kết với chất lỏng nén ép, trong thời gian chất đệm đi từ đáy ống khai tháctới đầu giếng, khí phải không được xuyên qua lớp chất đệm. Điều kiện kéo theo phải được duy trì:
Trong đó
LB là độ cao của chất đệm trong ống khai thác trước khi dung dịch vào trong đáy giếng, m;
L là độ sâu của ống khai thác trong giếng, m;
VF là tốc độ dòng trong giếng, m/s;
SF là khu vực mặt cắt của ống khai thác, m2;
VG là tốc độ trượt của khí thông qua lớp chất đệm, tương đương với chất đưa vào, m/s.
Khi dầu (VF = 0.1 m/s) và khí (VF = 0.5 m/s) vào trong ống khai thác có đường
kính 62 mm, và tỷ lệ LB/VG gần với 0.5 và 0.8 cho giếng có cống suất Q = 30
tấn/ngày. Thể tích hiệu quả nhỏ nhất của chất đệm được tính theo công thức:
(3.7)
Những đánh giá chỉ ra rằng giếng dầu ở độ sâu L = 2000 m, thể tích chất
đệm nhỏ nhất gần bằng 3 m3, và thể tích tối ưu của chất ức chế tại γ = 0.3 tương đương với 4.5 m3.
Sử dụng chất ức chế gốc dung dịch đóng giếng phù hợp với việc ngăn chặn sự tạo thành hydrat trong quá trình thử giếng với một khu vực lớn của đá đóng băng vĩnh cửu và với một sản lượng mong đợi, trong quá trình đó, trong một khoảng thời gian ngắn, giếng sẽ vào chế độ P-T không hydrat. Nồng độ chất ức chế gốc dung môi đóng giếng cung cấp sự ngăn chặn hiện quả trong trong giai đoạn nguy ngặt ban đầu. Đặc tính chính của phương pháp này là sự ngăn chặn bảo đảm sự tạo thành nút trong tường ống khai thác, chỉ xảy ra tại dòng khí tốc độ cao. Trong trường hợp ngược lại, dung môi tích tụ hơi ẩm và dưới điều kiện hình thành hydrat, nó có thể xúc tiến sự tạo nút trong ống khai thác.
Sự đun nóng sơ bộ phù hợp với các mỏ không có nguồn điện lớn. Sự đơn giản trong việc xây dựng các lò nung nhiệt với yêu cầu an toàn trung bình khi nước được sử dụng như chất tải nhiệt, cho phép ta áp dụng phương pháp này trên diện rộng.
Hình 3.4. Sự phụ thuộc của thời gian làm lạnh thành giếng τ (T = 500C) vào thời gian τ0 của dòng dầu đun nóng sơ bộ (T = 1000C) với nhiệt độ đá ban đầu = 00C [3]
τ0, giờ
Hình 3.5. Sự phụ thuộc của lượng nhiệt đun nóng để duy trì nhiệt độ dòng vào tại 1000C, công suất dòng 300 tấn/ngày trong giếng sâu 2000 m với gradien địa nhiệt Γ = 0.0330C/m [3]