Скважинная добыча и подземное хранение газа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

Знак минус указывает, что импульс переносится в направлении убывания скорости.

— динамическая вязкость.

, где

— плотность газа,

— средняя арифметическая скорость молекул,

— средняя длина свободного пробега молекул.

— кинематический коэффициент вязкости.

3. Критические параметры газа: Ткр , Ркр .

Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Приведенные параметры газа. Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических:

4. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.

Коэффициент сверхсжимаемости z реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального Vp и идеального Vи газов при одинаковых давлении и температуре: z= Vp / Уи. Коэффициент z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых Vпл и стандартных Vст условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления Рпл, Па и температуры Т, К. Коэф. сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Для упрощения расчетов можно использовать выражение В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича, которое является аппроксимацией графиков Брауна:

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

5. Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.

Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и 760мм.рт.ст.) и измеряется в r/м3 или кг/1000м3. Опрся расчетным путем. f = (масса содержащегося в воздухе водяного пара)/(объём влажного воздуха)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

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: φ = (абсолютная влажность)/(максимальная влажность). Относительная влажность обычно выражается в процентах. Эти величины связаны между собой следующим отношением: φ = (f×100)/fmax.

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.

Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в газовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление Рпл(t) падает. Следовательно, объем добываемой конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации залежи возрастает.

Влажность газа опр-ся по ф-ле: W =А/Р+ B , где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р-заданное давление, кгс/см2; В-коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А, В находят в специальной литературе.

6. Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.

Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Имя «клатраты» (от лат. clathratus — «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.

Основным условие для образования гидратов являются снижение температуры и повышение давления и наличие влаги. На их образование влияет состав газа. Сероводород и углекислый газ способствует образованию гидратов особенно сероводород, даже при незначительном содержании сероводорода повышается температура гидратообразования. Азот, углеводороды тяжелее бутана, а также минерализированная пластовая вода ухудшают условия образования гидратов.

Вероятность образования гидратов увеличивается с повышением давления и понижением температуры,так как повышается влагоемкость газа. В транспортируемом газе всегда присутствует определенное количество воды и если оно такого, что газ насыщается влагой, то при снижении температуры ниже «точки росы по воде», в газопроводе будут образовываться гидраты.

Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, химического состава газа и воды, свойств пористой среды и др. [4]

Морфология газогидратов весьма разнообразна. В настоящее время выделяют три основных типа кристаллов:

§Массивные кристаллы. Формируются за счёт сорбции газа и воды на всей поверхности непрерывно растущего кристалла.

§Вискерные кристаллы. Возникают при туннельной сорбции молекул к основанию растущего кристалла.

§Гель-кристаллы. Образуются в объёме воды из растворённого в ней газа при достижении условий гидратообразования.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

В пластах горных пород гидраты могут быть как распределены в виде микроскопических включений, так и образовывать крупные частицы, вплоть до протяжённых пластов многометровой толщины.

Благодаря своей клатратной структуре единичный объём газового гидрата может содержать до 160— 180 объёмов чистого газа. Плотность гидрата ниже плотности воды и льда (для гидрата метана около

900 кг/м³).

При повышении температуры и уменьшении давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты. Разложение гидрата в замкнутом объёме либо в пористой среде (естественные условия) приводит к значительному повышению давления.

Кристаллогидраты обладают высоким электрическим сопротивлением, хорошо проводят звук, и практически непроницаемы для свободных молекул воды и газа. Для них характерна аномально низкая теплопроводность (для гидрата метана при 273 К в пять раз ниже, чем у льда).

Для описания термодинамических свойств гидратов в настоящее время широко используется теория Ван-дер-Ваальса (внук)— Платтеу [5]. Основные положения данной теории:

§Решётка хозяина не деформируется в зависимости от степени заполнения молекулами-гостями либо от их вида.

§В каждой молекулярной полости может находиться не более одной молекулы-гостя.

§Взаимодействие молекул-гостей пренебрежимо мало.

§К описанию применима статистическая физика.

Несмотря на успешное описание термодинамических характеристик, теория Ван-дер-Ваальса — Платтеу противоречит данным некоторых экспериментов. В частности, показано, что молекулыгости способны определять как симметрию кристаллической решётки гидрата, так и последовательность фазовых переходов гидрата. Помимо того, обнаружено сильное воздействие гостей на молекулы-хозяева, вызывающее повышение наиболее вероятных частот собственных колебаний.

7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить .скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды. Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

·предупреждение образования гидратов;

·ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в газовых скважинах применяют следующие методы:

-устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

-непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

-применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

-систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

-устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений:

-продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

-закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

-обогревом отдельных узлов и участков;

-вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

-устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

-систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных

патрубков;

- регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

Внастоящее время разработаны химические и тепловые способы предупреждения гидратообразования. Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.

8.Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.

Всовременной нефтегазодобывающей промышленности применяются различные конструкции устройств для обвязки обсадных колонн на устье скважины. Так, например, известна колонная головка для нефтяных и газовых скважин (Авт.св. СССР №480825, кл. Е 21 В 33/03, опубл. 15.08.75 г., бюл. №30), содержащая корпус и воротниковый фланец с размещенными в них радиально подпружиненными клиньями, при этом клинья, между которыми установлена пружина, расположены основаниями навстречу друг другу.

Недостатком данной конструкции является ее большая высота, что создает неудобства в процессе эксплуатации.

Наиболее близким к изобретению является устройство для обвязки обсадных колонн на устье скважины, включающее установленный на кондукторе фланец, имеющий отверстия под шпильки и канавку под герметизирующее кольцо для фланца превентора, размещенные над ним последовательно по высоте муфты, каждая из которых имеет резьбу для подвески колонных обсадных труб, концентрично расположенных внутри друг друга, и канавки под герметизирующие

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

кольца, и установленную на верхней муфте фонтанную арматуру с фланцем. Устройство снабжено съемными центрирующими кольцами, размещенными над каждой из муфт, а фланец, установленный на кондукторе, выполнен с дополнительными отверстиями под шпильки и с дополнительной канавкой под герметизирующее кольцо для фланца фонтанной арматуры, причем дополнительная канавка фланца, установленного на кондукторе, и верхние канавки под герметизирующие кольца муфт в процессе бурения перекрыты центрирующими кольцами (Авт.св. СССР №1395801, кл. Е 21 В 33/03, опубл. 15.05.88 г., бюл. №18).

Известное устройство имеет следующие недостатки: уплотнение, разобщающее межтрубное пространство и атмосферу, обеспечивается только прокладками, что недостаточно надежно. Отвод из межтрубного пространства расположен между шпильками, что создает неудобства при монтаже колонны и снижает надежность, так как диаметр отвода оказывается недостаточен. Кроме того, вся конструкция стянута только одним комплектом шпилек, а давление межколонных пространств суммируется, что снижает безопасность конструкции.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков с одновременным уменьшением высоты колонной обвязки и повышением удобства в обслуживании.

Поставленная задача решается за счет того, что в устройстве для обвязки обсадных колонн на устье скважины, включающем установленный на кондукторе нижний корпус, имеющий отверстия под шпильки и канавку под герметизирующее кольцо, и муфту, имеющую резьбу для подвески колонны обсадных труб, нижний корпус снабжен кольцевой конической поверхностью, взаимодействующей с соответствующей ей конической поверхностью, выполненной на муфте, и канавками для установки уплотняющих манжет, выполненными на боковой внутренней поверхности нижнего корпуса, кроме того, в последнем на противоположных сторонах выполнены резьбовые отверстия под отводы межколонных пространств, муфта выполнена в виде кольца, нижняя наружная часть которого снабжена конусной поверхностью для взаимодействия с конической поверхностью нижнего корпуса, а верхняя часть снабжена пазами для сообщения отводов с межтрубным пространством, причем муфта размещена внутри нижнего корпуса под верхним корпусом, который имеет два концентрических ряда отверстий: внешний ряд отверстий выполнен сквозным под шпильки, соединяющие верхний и нижний корпуса, а внутренний ряд отверстий выполнен глухим под шпильки, соединяющие верхний корпус, например, с фланцем фонтанной арматуры или дополнительным корпусом, причем отверстия внутреннего ряда смещены относительно отверстий внешнего ряда на половину шага. Верхний корпус может быть выполнен с уступом. Количество резьбовых и сквозных отверстий выполнено одинаковым. Между верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры может быть установлен дополнительный корпус, который снабжен двумя фланцами с отверстиями для соединения с верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры, боковым резьбовым отверстием под дополнительный отвод межколонного пространства и внутренней конической поверхностью для взаимодействия с конической поверхностью дополнительного клиньевого трубодержателя, удерживающего дополнительную колонну труб.

Сущность изобретения заключается в том, что техническая колонна подвешивается на муфту, которая устанавливается в нижний корпус и центрируется по коническим поверхностям в корпусе и на муфте, отводы межтрубного пространства между кондуктором и технической колонной и между технической колонной и эксплуатационной выполнены в виде переходников, ввернутых одним концом в корпус на резьбу НКТ, а на другом конце имеется фланец, к которому крепится задвижка. Переходники расположены на противоположных сторонах корпуса. Верхняя часть корпуса входит в нижний корпус. В случае, если по условиям нефтедобычи требуется установка дополнительной колонны труб, между верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры устанавливают дополнительный корпус с дополнительным клиньевым трубодержателем и дополнительным отводом межтрубного пространства.

Совокупность вышеуказанных признаков обеспечивает достижение нового технического результата, заключающегося в одновременном уменьшении высоты колонной обвязки, улучшении условий

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

эксплуатации и повышении удобства при монтаже колонны, надежности конструкции и ее безопасности. Кроме того, изобретение может использоваться для подвески и обвязки различного числа колонн.

9. Устройство фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

1.удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;

2.герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;

3.обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как

внутри самой скважины, так и на поверхности.

Рис. 2. Схема фонтанной арматуры.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе использования тройников и на базе крестовин.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

Рис. 3. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

10. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

-промыслово-геофизические,

-дебито- и расходометрические,

-термодинамические

-гидродинамические.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются: - электрические свойства пород (электрокаротаж), - радиоактивные (радиоактивный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), - акустические (акустический каротаж), - механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ответы на вопросы гос. экзамен, ЭДГбзу-13

определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гаммаплотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходоили дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости , что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).