Определение компонентного состава пластового газа — важная задача. От правильного определения состава пластового газа за­висят:

1. балансовые запасы компонентов, входящих в его состав;

2. способы подготовки газа к транспорту и переработке;

3. технологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта пластового газа и его транспортировка на ГПЗ;

4. технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ;

5. обо­снование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии;

6. охрана труда людей и защита окружающей среды.

Лабораторные исследования газоконденсатных смесей

Остаточный объем жидкости при различных давлениях и пластовой температуре определяют в лабораторных условиях при исследовании рекомбинированных проб газа сепарации и насыщенного конденсата на специальных установках УГК-3, УФР-2.

На установке проводят дифференциальную конденсацию пластовой смеси при изменении давления от начального до атмосферного и пластовой температуре, измеряют оставшийся объем конденсата в сосуде высокого давления, приводят его к стандартным условиям, делят на начальные запасы конденсата и определяют таким образом «потери» конденсата. Коэффициент извлечения конденсата из залежи можно рассчитать по корреляционной зависимости.

В сосуде высокого давления PVT нет пористой среды. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что пористая среда влияет как на давление начала конденсации, так и на потери кон­денсата, поскольку в пласте конденсация углеводородов проходит в капиллярах причудливой формы в отличие от конденсации их в свободном пространстве в бомбе PVT.

Промысловые установки для проведения исследований газоконденсатных скважин

Поток газоконденсата, выходящий из скважины 1, проходит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Далее через штуцер 3, шлейф и распределительную гребенку 4 газ поступает в сепараторы 5, 6, 7 первой и второй ступеней (р = 4 и 1,6 МПа) и затем через расходомер в газопровод.

После каждого сепаратора установлены регуляторы давления «до себя» 10, поддерживающие в них заданные давления. Перед сепаратором первой ступени при исследовании был дополнительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровнемерным стеклом 14 (р = 21 МПа). Использована также передвижная измерительная установка 13 для замеров объемов воды, сырого конденсата, газа, выделяющегося из конденсата при изменении давления и темпера­туры. Газ с установки 13 поступает для сжигания на факел.

Выделенный в сепараторах и в измерительной установке кон­денсат поступает в измерительный сепаратор 8 (р = 0,6 МПа) и да­лее после редуцирования в замерную емкость 11, а выделенный из конденсата газ — через измерительную диафрагму для сжига­ния на факел 9.

Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсатоотводящую трубу введена термопара регистрирующего термометра.

Комплексные исследования при наличии сероводорода и углекислого газа

При наличии коррозионных агентов в пластовом газе производится защита от коррозии, наводораживания, сульфидного растрескивания металлического оборудования промысла внутренней поверх­ности обсадных колонн, внешней и внутренней поверхности НКТ и хвостовиков, внутренней поверхности выкидных газопроводов от скважин до УКПГ.

Во многих случаях защита от коррозии производится с помощью создания на металлической поверхности оборудования пленки жидкости определенной толщины, которая предотвращает контакт газообразных и жидких коррозионных агентов, содержащихся в потоке газа, с металлической поверхностью.

Жидкости, наносящиеся на металлические поверхности для предотвращения коррозии, получили название ингибиторов кор­розии.

Комплексные исследования газоконденсатных скважин и вы­кидных линий от скважин до УКПГ (шлейфов) проводятся со сле­дующими целями:

• разработка технологии и техники ингибиторной защиты внутренней поверхности колонны обсадных труб, внешней и внутренней поверхности колонны НКТ до места уста­новки пакера, внешней и внутренней поверхности хвостовиков;

• определение начальной толщины ингибиторной пленки и ее уменьшения во времени;

• установления минимально необходимой скорости потока газа на забое скважины для полного выноса жид­кости;

• определение забойного давления в скважине, оборудо­ванной комплексом глубинного оборудования (пакером, забойным клапаном-отсекателем, клапанами различного назначения);

• ис­следование структуры газожидкостного потока по длине колонны НКТ, хвостовика и шлейфов, определение коэффициентов гидрав­лического сопротивления при различных структурах потоков;

• разработка рациональной компоновки комплекса скважинного оборудования в стволе скважины;

• определение влияния дебита скважины на состав продукции газоконденсатной скважины.

ЛЕКЦИЯ 23.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН. УСЛОВИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ОТБОРА.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторожде­ний стремятся получить максимально возможный дебит каждой скважины, что способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Однако следует отметить, что в уже эксплуати­рующихся скважинах регулирование дебитов газа возможно лишь в результате изменения диаметров фонтанных труб и газо­проводов, совершенствования конструкции забоя и проведения мероприятий технологического характера.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обес­печиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

Различают фактический и расчетный технологический режим.

Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквартально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки на много лет вперед.

При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по месторождению.

Имеется множество факторов, ограничивающих дебиты газо­вых и газоконденсатных скважин. Знание этих факторов и их учет для каждого месторождения позволяют правильно опреде­лить технологические режимы эксплуатации скважин, более обоснованно проектировать и вести разработку, соблюдать тре­бования охраны недр.

Указанные ограничения дебитов скважин могут быть обус­ловлены геолого-промысловыми факторами и технико-технологи­ческими условиями эксплуатации, а также экономическими факторами.

Все указанные ограничения не дейст­вуют одновременно на каждом месторождении. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, состава и свойств газа на каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебиты скважин. Руко­водствуясь этими факторами, а также потребностью в газе, на­значают технологические режимы эксплуатации газовых сква­жин.

Геологические факторы

Разрушение призабойной зоны пласта — вынос частиц пес­ка и цементирующего материала породы, обусловлено чрезмер­но большим градиентом давления на забое скважины при ее эксплуатации.

Известно, что силы сцепления между частицами, слагающи­ми пористую среду, могут быть ослаблены под действием гради­ентов давления, возникающих при движении газа к забою сква­жины. Если градиент давления превышает некоторую макси­мально допустимую величину, разрушается призабойная зона скважины и твердые частицы выносятся на ее забой. Если скоро­сти восходящего потока газа в стволе скважины достаточно вы­соки, частицы выносятся на поверхность.

Вынос твердых частиц из пласта может привести к разруше­нию забоя, образованию песчаных пробок, а также к истиранию колонны подъемных труб и поверхностного оборудования. Иног­да из-за разрушения оборудования возможны большие утечки газа, открытые газовые фонтаны или грифоны.

Практика разработки месторождений показывает, что неболь­шое количество песка, выносимого при исследовании скважин или кратковременных ее продувках, не оказывает существенного вреда.

Образование конусов подошвенной воды или преждевре­менный прорыв краевой воды в скважины может существенно снизить проницаемость призабойной зоны и даже прекратить поступление газа в скважину.

Возможность преждевременного обводнения скважины опре­деляется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвен­ных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимом эксплуатации скважины. Существуют некоторый оп­тимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, по­зволяющая обеспечить предельный безводный дебит скважины.

Технологические факторы

Образование гидратов природных газов на забое, в газопроводящей колонне и в поверхностных коммуникациях и соору­жениях обусловлено прежде всего содержанием в них влаги. При изменении термодинамического равновесия во время эксплуата­ции месторождения на забое и в стволе скважины могут обра­зовываться кристаллогидраты. Особенно это относится к место­рождениям, пластовая температура в которых достаточно низка из-за высокого геотермического градиента.

Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин: изменяется их производительность и даже прекращается подача газа из скважин в результате обра­зования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т. д

Выпадение конденсата в пласте и на забое скважин

Необходимость получения вместе с газом максимально возможного количества конденсата может привести к уменьше­нию депрессий на пласт, что приводит к выпадению конденсата в пласте. С целью недопущения преждевременно­го выпадения конденсата в пласте необходимо обеспечить предотвращение снижения пластового давления ниже давления начала конденсации.

При образовании конденсата на забое может возникнуть не­обходимость уменьшения диаметра фонтанных труб для обеспечения выноса конденсата с забоев скважин.

Технические факторы

Ограниченная пропускная способность фонтанных (обсад­ных) труб, газосборных сетей и промысловых сооружений по подготовке газа к транспорту приводит к эксплуатации скважин с дебитами, меньшими, чем те, которые установлены по геолого-промысловым факторам.

Смятие эксплуатационной колонны возможно при создании малых противодавлений на пласт, особенно на месторожде­ниях, где пласты — неустойчивые, слабосцементированные поро­ды, а также тогда, когда при эксплуатации скважин выносилось большое количество песка, ослабившего колонну.

Вибрация фонтанного оборудования обусловлена пульса­цией газового потока при изменении давления. При больших дебитах газа вибрация фонтанного оборудования может привести к усталости материала и разрушению арматуры. Для устране­ния вибрации следует изменить частоту ее собственных колеба­ний путем уменьшения высоты арматуры или увеличения ее мас­сы. Снижение дебитов газа также прекращает вибрацию обору­дования.

Экономические факторы

Экономические условия сводятся к расчетам и выбору основных технико-экономических показателей рационального распределения потерь давления по системе пласт-скважина-газопровод в целом. Объемы добычи должны при этом быть такими, при которых приведенные затраты по месторождению будут наименьшими. Экономические факторы учитывают также потребности в газе. В летнее время происходит снижение потребления газа, производят уменьшение объемов добычи путем уменьшения дебитов скважин, некоторые скважины в летнее время отключают. Немаловажное влияние на объемы добычи газа имеет и маркетинговый фактор, то есть наличие выгодного сбыта.

Существует шесть технологических режимов

1. Режим постоянного градиента давления

2. Режим постоянной депрессии

3. Режим постоянного дебита

4. Режим постоянного забойного давления

5. Режим постоянного давления на головке скважины

6. Режим постоянной скорости при забое

Расчеты технологического режима производят для трех случаев:

1. Когда задана зависимость отбора газа во времени, т.е. ;

2. Когда отбор газа постоянный ;

3. Для периода падающей добычи при постоянном числе скважин, т.е. n = const:

ЛЕКЦИЯ 24. СХЕМЫ СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА И КОНДЕНСАТА.

При разработке газовых месторождений или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют следующие схемы внутрипромыслового сбора газа:

• линейную,

• лучевую

• кольцевую

• групповую

При этих схемах каждая скважина имеет отдельную техноло­гическую нитку и комплекс прискважинного оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т. д.).

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в об­щий газосборный коллектор, промысловый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенным параллельно газопроводам, направляется на ГСП.

Линейная схема (Рис.1а) применяется на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема (Рис.1б) — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различ­ными начальными давлениями и составом газа, кольцевая схема (Рис.1в) — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.