Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
А. Ф. Безносиков, М. И. Забоева, И. А. Синцов, Д. А. Остапчук
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Учебное пособие для бакалавров направления «Нефтегазовое дело»,
профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа,
газоконденсата и газонефтехранилищ»
Тюмень
ТИУ
2016
1
УДК 622.279(571.1)(075.8)
ББК 33.36 (253.3)я73
Р 177
Рецензенты:
доктор технических наук С. Ф. Мулявин
кандидат технических наук А. Н. Нестеренко
Безносиков А. Ф. Разработка и эксплуатация газовых и газоР 177
конденсатных месторождений [Текст]: учебное пособие /
А. Ф. Безносиков, М. И. Забоева, И. А. Синцов, Д. А. Остапчук. –
Тюмень: ТИУ, 2016. – 80 с.
ISBN 978-5-9961-1271-5
В учебном пособии рассматриваются различные аспекты, связанные с пониманием процесса разработки газовых и газоконденсатных месторождений, начиная от физико-химических свойств
газа и заканчивая подготовкой газа к транспорту.
Учебное пособие адресовано студентам, обучающимся по
направлению «Нефтегазовое делом» с профилем «Эксплуатация и
обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и газонефтехранилищ»
УДК 622.279(571.1)(075.8)
ББК 33.36 (253.3)я73
ISBN 978-5-9961-1271-5
© Федеральное государственное
бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Тюменский индустриальный
университет», 2016
2
СОДЕРЖАНИЕ
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
ВВЕДЕНИЕ .....................................................................................................
1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ
ГАЗОВ .........................................................................................................
2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ......................
3. РЕЖИМЫ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ..
4. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН ....................
5. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СКВАЖИН .................................................................................................
6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ
РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ ....................................................................
7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ ...............................................................
8. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ .................................................................................
9. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН .......................
10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СКВАЖИН.....................................................................................................
11. ОБВОДНЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ................................................
12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА ФОНТАННЫХ
ТРУБ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ............................................................
13. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ....................................................................................
14. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ .......................................
15. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ..........
16. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ ...............................................
17. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВОГО И
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛОВ ................................................
18. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К
ДАЛЬНЕМУ ТРАНСПОРТУ .......................................................................
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ...............................................................................................
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ...........................................................
4
5
10
13
18
22
26
29
33
39
43
47
50
53
56
59
62
67
72
78
79
3
ВВЕДЕНИЕ
Формирование газодобывающей отрасли СССР и России началось с
пятидесятых годов. С 1946 по 1990 гг. объемы добычи природного газа выросли с 3 до 793 млрд.м
3
. За этот период было открыто более 600 месторож-
дений. Активная добыча в Западной Сибири, где сосредоточено большинство
запасов газа, началась с семидесятых годов после открытия ряда месторождений Надым-Пур-Тазовского района. Если на заре освоения ресурсов Западной Сибири добыча газа велась, в основном, из сеноманских отложений, то
на сегодняшний
день активно вовлечены в разработку неокомские залежи,
начинается промышленное освоение ачимовских и туронских отложений, в
перспективе - освоение запасов углеводородов юрских отложений.
Газодобывающая отрасль продолжает активно развиваться, сталкиваясь с новыми проблемами, для решения которых требуются высококвалифицированные специалисты.
Данное учебное пособие позволяет студенту познакомиться с основами
разработки газовых и газоконденсатных месторождений
, эксплуатации скважин, а также затрагивает ряд смежных тем, которые необходимы для понимания данного предмета, поскольку система пласт – скважина - газосборная сеть –
УКПГ – магистральный газопровод – рассматривается как единое целое.
4
1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Состав и основные параметры природных газов
Природные газы, добываемые из газовых и газоконденсатных место-
рождений, состоят из предельных углеводородов с общей формулой СnН
2n+2
и неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), инертных газов (гелия, аргона, криптона, ксенона). Кроме
того, природные газы насыщены парами воды, содержание которых зависит
от давления, температуры, состава газа и воды. Число углеродных атомов в
молекуле углеводородов может достигать 17-40.
Метан (CH
(Р
= 0,1 МПа и Тст = 273°К) являются реальными газами. Пропан (С3Н8),
ат
), этан (С2Н6), этилен (С2Н4) при нормальных условиях
4
бутан (С4Н10) в нормальных условиях находятся в газообразном состоянии,
при повышенных давлениях - в жидком состоянии, входят в состав сжиженных углеводородных газов. Углеводороды от (С5Н12) до (С17Н36) при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Все компоненты, входящие в
состав природного газа, характеризуются индивидуальными свойствами.
По составу компонентов природные газы можно подразделить на три
группы:
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Это сухие
газы без тяжелых углеводородов.
Газы, добываемые с нефтью (попутный нефтяной газ), это физическая
смесь сухого газа, сжиженного газа и газового бензина.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят
из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.
Наименьшей частицей, характеризующей вещество, является молекула,
состоящая из атомов одного или нескольких элементов. За единицу измерения
массы атомов и молекул условно принята 1/12 массы атома изотопа углерода.
Масса атома элемента, выраженная в углеродных единицах, называется атомной массой элемента. Сумма атомных масс атомов образующих молекулу,
называется молекулярной массой вещества. Состав природного газа выражается в объемных или массовых долях единицы или процентах. Объемный состав
примерно совпадает с молярным, так как объем 1 кмоля идеального газа при
одинаковых физических условиях, по закону Авогадро, имеет одно и то же
численное значение, в частности, при нормальных условиях равен 22,41 м
3
.
Объемный (молярный) состав газа можно пересчитать в массовый
для каждого компонента смеси по формуле:
где g
∙
∑
- массовая доля i-го компонента в газе;
i
X
- объемная доля i-го компонента;
i
М
- молекулярная масса i-го компонента.
i
, (1.1)
∙
5
Если состав природного газа задан в массовых долях, то для пересчета
его в объемные (молярные) единицы используется формула:
∙
, (1.2)
∑
где m
- число молей i-го компонента в смеси, и mi = gi/Mi.
i
Одним из основных параметров, характеризующих природный газ, является плотность. Плотность газа - масса единицы объема - равна отношению молекулярной массы газа к объему 1 моля. Плотность ρ определяется по формуле:
Размерность плотности в системе СИ - кг/м
. (1.3)
.
3
, в системе СГС - г/см3.
Плотность газа известного состава определяется как сумма произведений плотности отдельных компонентов ρ
на их объемное (молярное) содержание Xi:
i
∑
см
(1.4)
или по известным молекулярным массам:
см
∑
/22.41. (1.5)
Для практических расчетов часто используется относительная плот-
ность газа по воздуху , равная отношению плотности газа ρ к плотности
воздуха ρв, взятой при том же давлении и температуре:
так как ρ
в
при нормальных условиях равна 1,293 кг/м3. Относительная
в
.
.∙.
, (1.6)
плотность удобна тем, что не зависит от температуры, давления.
Плотность природных газов при различных давлениях и температурах
определяют по формуле:
∙
ст
ст
ст∙∙
, (1.7)
где z - коэффициент сверхсжимаемости природного газа.
Дросселирование газа, коэффициент Джоуля-Томсона
При движении газа по технологическому оборудованию происходит
снижение (иногда резкое) давления и расширение газового потока. Такое явление отмечается на штуцерах, клапанах, кранах, задвижках, при входе в сепараторы, а также при резкой смене диаметра трубопроводов. Расширение
газа обычно сопровождается
изменением температуры.
Изменение температуры газа при его адиабатическом расширении
(дросселировании) получило название эффекта Джоуля-Томсона. Адиабатическое расширение - расширение, происходящее в энергетически изолированной
системе, т е. без обмена теплотой или работой.
6
Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона Ei. Значение коэффициента изменяется в широких пределах и может быть положительным или отрицательным. Коэффициент Еi зависит от диапазонов изменения давлений и температур, при
которых происходит дросселирование, а также от теплоемкости самого газа.
Для природных газов Ei можно определить
Т
∙
кр
Р
кр∙Ср
из выражения:
, (1.8)
где Ср – изобарная теплоемкость, ккал/кг.моль°С.
Для оценки изменения температуры газа при его дросселировании
можно использовать специальные графики. Коэффициент ДжоуляТомпсона рассчитывается и по данным непосредственных замеров температур и давлений до и после дросселирования. Тогда средний коэффициент Ei
определяется по формуле:
∆
, (1.9)
∆
где ∆t, ∆Р – изменения температуры и давления соответственно.
Влагосодержание природного газа
Природный газ в пластовых условиях до предела возможного насыщен парами воды, поскольку в пласте имеется идеальный контакт газа с водой. Это, прежде всего, остаточная вода коллектора, занимающая до 40%
объема порового пространства, также в месторождении имеется огромная
поверхность контакта газа с подошвенными или краевыми водами.
Влагосодержание природного
газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации
скважин и газопромысловых сооружений. Содержание водяных паров в газе
характеризуется абсолютной влажностью - W, относительной влажностью - W
.
Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и
760 мм рт. ст.) и измеряется в г/м3 или кг/1000 м3.
Относительная влажность W
- это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости,
т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при
полном насыщении.
Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.
Полное насыщение
оценивается как 100%.
Влагосодержание природного газа зависит от давления, температуры,
состава газа, минерализации воды. В процессе эксплуатации месторождений значения температур и давлений во всей цепочке технологического
оборудования изменяются.
7
Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в газовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так
как пластовое давление Р
(t) падает. Следовательно, объем добываемой
пл
конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации залежи возрастает.
Влагосодержание природного газа с относительной плотностью 0,6
можно с точностью до 10% определить по номограмме влагосодержания,
показанной на рис. 1.1.
Влажность газа с относительной плотностью
, отличающейся от
0,6 при контакте с минерализованной водой, определяется по формуле:
где G
- поправка на минерализацию воды; Gρ - поправка на плотность газа.
s
.∙∙
, (1.10)
Рис.1.1 – Номограмма влагосодержания природных газов с относительной плотностью 0,6.
Поправка на: 1 – NaCl, 2 – NaOH, 3 – MgCl2, 4 – CaCl2
8
В зависимости от P и t влагосодержание по номограмме может изменяться от 0,01 до 800 г/м
3
. Для аналитических расчетов влагосодержания
используется формула:
А
В, (1.11)
Р
где А – коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа,
2
Р – заданное давление, кгс/см
,
В – коэффициент, зависящий от состава газа.
Коэффициенты А, В находятся в специальной литературе.
Гидраты природных газов
Большинство компонентов природного газа (метан, этан, пропан, углекислый газ, сероводород, азот) при контакте с водой образуют гидраты,
существующие при определенных давлениях и температурах.
Гидраты - это физическое соединение молекул газа и воды. Вода
образует объемную кристаллическую решетку - каркас, внутри которой располагаются молекулы газа. Внешне похожи на рыхлый желтоватый лед. В одном
объеме (1м3) гидратов содержится до 0,8 м3 воды и до 180 м3 природного газа,
приведенного к стандартным условиям. Процесс гидратообразования определяется давлением, температурой, составом газа, составом воды. Условия образования гидратов для различных газов различны и обычно показываются на
графиках Р - t в полулогарифмических координатах. Они показаны на рис. 1.2.
Рис.1.2 – Равновесные условия гидратообразования природных газов различной плотности
9
При одной и той же температуре в гидрат переходит сперва более тя-
желый газ (
= 0,57). При одном и том же давлении для более тяжелых газов требу-
(
= 0,8 – 1,0), и с повышением давления более легкий – метан
ется более высокая температура, чем для метана. При добыче и транспортировке газа, когда имеет место существенное изменение Р и t газа, происходит выпадение влаги и образование гидратов, что является крайне
нежелательным явлением. Поэтому газ на промыслах осушают различными
способами и от влаги, и от жидких углеводородов.
2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Давление в газовой залежи
Температура залежи в процессе ее разработки остается практически постоянной, давление (по мере отбора газа) падает. Различают Р
Р
(t) – текущее давления, Тпл – пластовая температура.
пл
Замеряется Р
в скважине глубинными манометрами, но чаще рас-
пл
– начальное,
пл
считывается по величине давления газа на устье остановленной скважины.
Бесконечно малый объем газа с плотностью
при высоте dH создает
г
давление:
, (2.1)
г
но так как плотность газа
по глубине ствола скважины не постоянна,
г
увеличивается с глубиной, то есть зависит от Р и Т, то эта зависимость
преобразована к виду, в котором и применяется в инженерных расчетах.
Эта формула называется барометрической формулой Лапласа-Бабинэ:
где R
в
Р
Р
пл
- газовая постоянная воздуха;
B
- относительная плотность газа по воздуху;
ст
срТср
е
Р
ст
е
,
срТср
, (2.2)
Н - глубина скважины;
z
- средний коэффициент сверхсжимаемости газа;
cp
- средняя температура по стволу скважины.
Т
ср
При значительном содержании конденсата в газе, а также при наличии
в скважине на забое жидкости эта формула не применятся, а используются
глубинные манометры для непосредственного замера давления.
Условия залегания газа в земной коре и классификация газовых
месторождений
Природные газы, как и нефть в земной коре,
приурочены к осадочным отложениям и скапливаются в породах-коллекторах, т.е. в пористых и
проницаемых породах, способных содержать и отдавать эти флюиды.
Различают два типа пород-коллекторов: гранулярные (поровые) и
трещиноватые. Наиболее распространены гранулярные коллекторы, пустоты которых представлены межзерновыми порами. Гранулярные коллекторы слагаются песчано-алевритовыми породами, а также
известняками и
10
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]