Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 84 5 6 7 8 > Следующая >>>

 давление максимальной конденсации – давление, при котором происходит максимальное выпадение конденсата при одной и той же температуре сепарации (рис. 7.3);

Рис.7.3 – Давление максимальной конденсации на изотермах конденсации

 давление начала конденсации – давление, при котором происходит выпадение первых капель жидкой фазы. Определяется по графику пластовых потерь конденсата (рис. 7.4).

Рис.7.4 – Пластовые потери конденсата:

1 - сырой конденсат, 2 - стабильный конденсат

Исследования на газоконденсатность проводят комплексно в промысловых и лабораторных условиях:

 промысловые проводятся на устье скважины, в различных точках движения газоконденсатной смеси с отбором проб газа, конденсата;

 лабораторные проводятся на специальных установках УГК-3, УФР-2 с рекомбинацией проб, отобранных в промысловых условиях.

Потенциальное содержание конденсата qпк необходимо для подсчета запасов конденсата, для обоснования объемов его добычи. По изотермам конденсации назначается оптимальный режим работы сепарационного оборудования. Оборудование должно работать при давлении максимальной конденсации и максимально отрицательной температуре сепарации. По величине давления начала конденсации Р

можно судить о типе и фазовом

нк

состоянии газоконденсатной залежи. Построение изобар конденсации позволяет сократить объем обязательных промысловых исследований, так как изобары имеют линейную зависимость выпадения конденсата от температуры сепарации. Перечисленные параметры в течение всего срока разработки газоконденсатной залежи могут существенно изменяться, что диктует необходимость периодичности газоконденсатных исследований.

Методы промысловых исследований на газоконденсатность

Исследование месторождений проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов конденсата, проектирование разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата. Наибольшее распространение получила методика ВНИИГаза, которая предполагает разделение на жидкую и газовую фазы в промышленных сепараторах всего потока пластовой смеси после

однодвухдневной продувки скважины. Продувка позволяет стабилизировать вынос всей продукции с забоя скважины и получить качественные результаты.

Другие методики предполагают возможность неравномерного распределения жидкой и газовой фаз по сечению фонтанных труб скважины, в результате чего возникает проблема отбора представительной пробы для исследования газоконденсатности. Применение промышленных сепараторов для исследования на скважинах затруднено из-за большой металлоемкости оборудования. Также внедряются в практику малые термостатируемые установки, которые исследуют представительную пробу пластового газа, отбираемую с помощью различных смесителей, капиллярных трубок и других устройств.

Какие бы не применялись оборудование и методики, существуют единые требования к скважинам, на которых проводятся газоконденсатные исследова ния. Промысловые исследования проводятся, как правило, на одной из высокодебитных скважин. При наличии нефтяной оторочки для исследования на газоконденсатность выбирают три скважины, расположенные в своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке. Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы

газа и конденсата.

Скважину необходимо эксплуатировать с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. Скорость газового потока у башмака фонтанных труб должна быть не меньше 4 м/с. Депрессия на пласт не должна превышать 15-20% пластового давления, иначе выпадение конденсата в призабойной зоне

пласта работающей скважины исказит реальную газоконденсатную

характеристику.

Принципиальная схема обвязки скважины и исследовательской аппаратуры показана на рис 7.5. Продукция скважины направляется по трубам 1 через штуцер 2 в сепаратор 3, где от газа отделяется конденсат. Газ из сепаратора поступает на замерное устройство 4 (ДИКТ и др.) и далее в газопровод или на факел. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, соединенной сливным краном 7 с сепаратором, либо в самом сепараторе. При конденсатном факторе более 300 см3/м3 замеры проводят, как правило, в открытых резервуарах. Для измерения выхода сырого конденсата в сепараторе используют вентили 6.

Рис.7.5 – Принципиальная схема обвязки скважины:

1- соединительная труба; 2 - штуцер; 3 - сепаратор,4 - замерное устройство;

5 - термокарман; 6 - замерные вентили; 7 - сливной кран; 8 - факельная линия

8. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Понятие о рациональной разработке газового и газоконденсатного

месторождения.

Под разработкой газового и газоконденсатного месторождения понимается управление процессами движения в пласте газа и конденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Такое управление достигается посредством определенной системы разработки залежи. Система разработки газовой и газоконденсатной залежи подразумевает выделение эксплуатационных объектов, размещение необходимого числа добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин, порядок ввода скважин в работу и поддержание определенных допустимых технологических режимов работы эксплуатационных скважин.

До того, как природный газ попадет к потребителю, он подвергается различным термодинамическим воздействиям с целью достижения соответствующих параметров кондиции как топлива и как химического сырья. Для этих воздействий на газ применяются системы обустройства газового промысла. Система обустройства включает в себя подземное и поверхностное оборудование для сбора газа и конденсата, отделения конденсата, очистки газа от механических и других вредных примесей (СО2, N, H2S), осушки газа, компримирования и подачи газа потребителю в магистральный газопровод. Система обустройства и поддержания оптимального режима работы оборудования относится к предмету эксплуатации газового и газоконденсатного месторождений.

Под рациональными системой разработки месторождения природного газа и системой обустройства промысла понимаются такие системы, при которых обеспечиваются: выполнение заданного плановыми органами уровня добычи газа, ценных компонентов и конденсата; получение наибольшей экономической эффективности (с оптимальными технико-экономическими показателями); обеспечение максимальных соблюдение условий охраны недр и окружающей среды.

Заданная величина добычи газа и газового конденсата определяется решением общей проблемы развития газодобывающей отрасли с учетом геологотехнических возможностей газовых залежей и достижений научнотехнического прогресса в области проектирования, разработки и эксплуатации месторождений, в области транспорта и использования

Газовая залежь вместе со всеми ее скважинами и окружающей ее водонапорной системой представляет единую газогидродинамическую систему. Если к одному и тому же водоносному бассейну приурочен ряд месторождений, то при разработке происходит их взаимодействие. Снижение давления в одном месторождении вызывает снижение пластового давления в других месторождениях, даже чительных расстояниях.

То же самое происходит между скважинами и системой обустройства месторождения, между установкой комплексной подготовки газа (УКПГ) и давлением в магистральном газопроводе. Поэтому при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений система пласт- скважина- газосборная сеть - УКПГ- магистральный газопровод- потребитель рассматривается как ЕДИНОЕ ЦЕЛОЕ.

При выборе системы разработки и обустройства газовых месторождений решающее значение имеет отраслевая экономика. В каждом проекте разработки месторождения рассматриваются несколько вариантов расположения скважин и технологических режимов их работы для обеспечения заданного уровня добычи газа и конденсата. И только на основе сопоставления технико-экономических показателей экономичный, рациональный.

коэффициентов газо- и конденсатоотдачи;

природного газа.

если они находятся друг от друга на зна-

всех вариантов выбирается наиболее

В качестве критерия сравнения различных вариантов разработки месторождения применяется показатель чистого дисконтированного дохода. Общую экономическую эффективность капитальных вложений можно рассчитать как отношение прибыли к капитальным вложениям.

Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений

В теории и практике различают три периода разработки месторождения по объемам добычи газа (для средних, крупных, уникальных

по запасам

месторождений):

 период нарастающей добычи;

 период постоянной добычи;

 период падающей добычи.

В первом периодае (рис. 8.1) производится разбуривание месторождения скважинами, обустройство промысла и вывод его на постоянную мощность (постоянную добычу). На Медвежьем месторождении период длился 5 лет, на Уренгойском 8 лет (на средних по размерам и запасам2-3 года). В этот период из месторождения отбирается до 10-15% извлекаемых запасов.

Рис.8.1 – Показатели разработки месторождения:

n - число добывающих скважин; Q - годовая добыча газа;

q - среднесуточный дебит газа; Р - пластовое давление

Во втором периоде отбираются основные запасы извлекаемого газа (60- 70%). Период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбурива-

ние или наращивание мощности дожимных компрессорных станций (ДКС) становится нецелесообразным.

В третьем периоде число эксплуатационных скважин остается постоянным (или уменьшается в связи с их обводнением). Период падающей добычи газа продолжается до минимально рентабельного отбора. В данный период отбирается из месторождения еще 10-15% извлекаемых запасов.

Всем трем периодам присуще уменьшение во времени дебитов скважин, среднего пластового давления, забойных давлений скважин.

зависимости от условий подачи газа в магистральный газопровод

выделяется два периода эксплуатации месторождения:

 период бескомпрессорной эксплуатации;

 период компрессорной эксплуатации.

В первом случае давление в скважинах, шлейфах, сепараторах, абсорберах, адсорберах выше, чем в голове газопровода и газ подается в магистральный газопровод без дополнительного компримирования.

Во втором случае для транспорта газа необходимы промысловые дожимные компрессорные станции (ПДКС

До недавнего времени считалось, что при проектировании разработки газовых месторождений коэффициент газоотдачи следует принимать равным или близким к единице, что он зависит, в основном, от величины конечного пластового давления (давления забрасывания). Обычно оно составляет Р

= 0,5-1,0 МПа. Но на газоотдачу кроме Р

забр.

влияют многие факторы,

забр.

основные из которых следующие:

 обводнение фонда эксплуатационных скважин и снижение темпов отбора, что снижает эффективность водонапорной системы;

 неоднородность пласта по коллекторским свойствам. Образуются «целики», не дренируемые системой разработки и не участвующие в добыче;

 неравномерность дренирования отложений по площади и особенно по мощности. Не всегда

обеспечивается равномерный подъем ГВК.

Данные факторы обусловили фактическую газоотдачу месторождений в пределах 0,8 - 0,9. В связи с этим возникает проблема низконапорного газа (особенно для месторождений Западной Сибири). Пути решения проблемы: снизить достигаемое значение давления забрасывания до минимального (Р

= 0,1 МПа), а низконапорный газ использовать для мест-

заб

ных нужд, комплекса химической переработки, тепловых электростанций (наиболее предпочтительно последнее).

Системы размещения скважин

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

 равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис. 8.2);

 батарейное

(рис. 8.3);

 линейное по «цепочке» (рис. 8.4, а);

 в сводовой части залежи (рис. 8.4, б);

 неравномерное (рис. 8.4, в).

Равномерное расположение скважин обычно применяют при разной неоднородности трещиноватых и трещинно-пористых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы удельные запасы газа, приходящиеся на скважину, были одинаковы. Такой подход обеспечивает высокую газо- и конденсатоотдачу и в условиях

проявления упруговодонапорного режима работы залежи, но требует увеличения числа скважин в зонах с низкой проницаемостью. Недостаток равномерной системы – увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Рис.8.2 – Равномерное размещение скважин по:

а) квадратной сетке, б) треугольной сетке

Рис.8.3 – Батарейное размещение скважин

Рис.8.4 – Размещение скважин:

а) линейное, б) в сводовой части, в) неравномерное

Широко применяют схемы кустового батарейного расположения скважин. Например, на месторождениях Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения минимума затрат на сооружение дорогу в условиях тундры и безгидратной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта (УКПГ).

Системы размещения скважин в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса, при закачке в пласт воды. На месторождениях с большой площадью газоносности батарейное размещение применяется для обеспечения благоприятного температурного режима работы системы. При батарейном размещении образуется местная воронка депрессии, что сокращает период бескомпрессорной добычи. Линейное расположение обусловлено геометрией залежи, оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

но в случае, если газовая залежь приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обусловлено следующими причинами:

фонд;

поддержания пластового давления) происходят пластового газа в пласте и его значительные потери. Разработка на истощение связана с потерей 30-50% конденсата в пласте. Основным вопросом разработки газоконденсатного месторождения, кроме добычи газа, становится предотвращение потерь конденсата при снижении пластового давления.

как на истощение, так и с поддержанием пластового солютном большинстве случаев разработка газоконденсатных месторождений осуществляется на истощение, то есть без поддержания пластового давления. Помимо обычных расчетов прогнозных показателей разработки газового месторождения для газоконденсатных месторождений необходимы специальные расчеты по определению количества добываемого конденсата и его потерь в пласте на весь по результатам газоконденсатных полевых и лабораторных исследований.

С другой стороны, сокращается протяженность газосборных сетей.

Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендова-

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются

 перевод ряда поисковых и разведочных скважин в эксплуатационный

 возможности бурового парка;

 неодновременность разбуривания крупных месторождений;

 поверхностные условия;

Особенности разработки газоконденсатных месторождений

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение (без

выделение конденсата из

Разработка газоконденсатных месторождений может осуществляться

давления. В России в аб-

период разработки месторождения. Они проводятся

, как

Разработку газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления можно осуществлять путем:

 закачки в пласт воздуха;

 закачки в пласт сухого газа (сайклинг-процесс);

 закачки в пласт воды.

Закачка воздуха малоэффективна, т.к. существенно удорожается стоимость компрессорных станций из-за большой степени сжатия и из-за существенной потери ние с воздухом). Кроме того, процесс взрывоопасен, создаются условия для окислительных процессов.

Более эффективна закачка воды. Ее преимущества:

 одновременная добыча газа и конденсата;

 ликвидация компрессорного периода эксплуатации газоконден-

сатного месторождения;

 постоянство высоких давлений добываемого газа, что важно для его подготовки к транспорту;

 увеличение добычи конденсата постоянного состава и товарных свойств.

Однако при этом существенно возрастают капитальные и эксплуатационные затраты, появляется реальная возможность преждевременного обводнения залежи.

Наиболее перспективным является сайклинг-процесс - закачка сухого газа, но при этом консервируются запасы природного газа.

9. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Особенности конструкций газовых скважин

Конструкция метром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкцией забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструкцией и типом колонной головки.

Выбор конструкции скважин производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пластового выборе конструкции скважин учитываются как начальные параметры залежи, так и их изменение в процессе эксплуатации месторождения.

В отличие от нефтяных, водяных и нагнетательных к газовым скважинам предъявляются повышенные требования к герметичности и прочности колонн.

В газовых скважинах давление в верхней части колонн (на устье) значительно ближе к тации скважин высока вероятность утечек газа, его миграция в вышележащие пласты, грифонообразование и даже открытое фонтанирование, в колоннах наблюдаются значительные дополнительные напряжения под воз-

теплотворной способности добываемого газа (смешива-

газовой скважины определяется числом, длиной и диа-

газа. При

забойному в связи с малой плотностью газа. При эксплуа-

действием давления и температуры газа. Температурные воздействия особенно велики в зоне многолетнемерзлых пород. При восстановлении естественной температуры в остановленных скважинах в зонах ММП возможны активные смятия колонн за счет расширения воды за колонной при переходе ее в лед. Чем больше диаметр колонны, тем больше вероятность смятия.

В газовых скважинах имеют место высокие скорости восходящего потока газа (до 10-20 м/сек). При наличии в газе мехпримесей в фонтанных трубах, в скважинном оборудовании, в фонтанной арматуре могут наблюдаться явления эрозионного разрушения, то есть имеет место повышенный износ оборудования.

Экспериментально установлено, что при наличии в газе СО2, H2S или жирных кислот резко возрастает скорость коррозии, которая может достигать 0,1 - 0,2 мм/год. С ростом дебита скважин коррозия увеличивается. Наиболее неблагоприятные условия эксплуатации скважин наблюдаются тогда, когда происходит эрозия и коррозия одновременно. В этих случаях необходимо применение насосно-компрессорных труб (НКТ) из особых сортов стали - 18 ХIГ МФА, а при эксплуатации - скважин ингибиторов коррозии (катапин БПВ, катапин КИ-I, аминокислоту РА-23).

Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвидацию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием забоя.

Вместе с тем диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах. Диаметры нефтяных скважин определяются стандартами насосного оборудования, а в газовых - пропускной способностью. Для контроля герметичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны опрессовываться при повышенных на 20% давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Сроки начала схватывания цементов рекомендуется определять по условиям на забое. Прочность цементного камня из облегченных смесей через 24 часа должна быть не менее 10 кгс/см2 при испытании на изгиб и 40-50 кгс/см2 при испытании на сжатие.

Проницаемость цементного камня не должна превышать 2-5 мД. Подъем цемента до устья повышает устойчивость обсадной колонны, обеспечивает возможность более высоких давлений в колонне, улучшает защиту от коррозии.

Повышенный расход цемента и некоторое усложнение технологии крепления скважин окупается безаварийной эксплуатацией. При аварийном фонтанировании дебит скважин может достигать 10-30 млн.м3/сут., ее ликвидация требует огромных сил и материальных затрат.

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 84 5 6 7 8 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]