ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 23.07.2020

Просмотров: 1531

Скачиваний: 16

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ЛЕКЦИЯ 17.

РАСЧЕТ ПОДЪЕМНИКА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Особенности притока газа и газоконденсатной смеси к скважине

Виды исследований

Обработка индикаторной кривой

ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА НЕСТАЦИОНАРНЫХ (НЕУСТАНОВИВШИХСЯ) РЕЖИМАХ

Промысловые установки для проведения исследований газоконденсатных скважин

Геологические факторы

Технологические факторы

Промысловые газопроводы

Расчет шлейфов на пропускную способность

Требования отраслевых стандартов

Назначение ДКС

Эксплуатация промысловой ДКС характери­зуется

Центробежные компрессоры – это машины динамического сжатия газа в результате значительного увеличения скорости его движения с последующим превращением кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления в диффузорах.

Покрытие сезонной неравномерности газопотребления

Чем больше объем буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю.

Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа. Это давление в свою очередь за­висит от потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлур­гический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способ­ности соединительного газопровода, давления в его конечной точке.

Объем буферного газа, определенный с учетом технологиче­ских условий эксплуатации подземного хранилища, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты на хранение газа за время работы хранилища больше мини­мальных. Буферный газ представляет собой продукцию, имею­щую определенную цену. Понятно, что чем больше цена бу­ферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих равных условиях.

Объем буферного газа кроме технологических факторов за­висит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуа­тационных затрат при их работе, стоимости единицы объема буферного газа и эксплуатационных затрат на его закачку и восполнение, капитальных вложений в строительство КС я экс­плуатационных затрат на ее работу.

Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.


Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на газонапорном режиме можно определить из уравнения


Qб = (1)


где к —постоянный объем перового пространства газонасы­щенного коллектора, м3; средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа.


Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на упруговодонапорном режиме

Если подземное хранилище образовано в ловушке сцементи­рованного пласта большой мощности, то во время его эксплуа­тации подошвенная вода будет передвигаться вверх при от­боре газа и вниз при его закачке. Объем газонасыщенной части залежи в этом случае изменяется.

Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая — в обводненной ча­сти коллектора. Режим эксплуатации ПХГ при таких условиях называется упруговодонапорным.

Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на контакте «газ — вода» при отборе газа давление распределяется неравномерно, наименьшее давление будет под забоем сква­жины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная поверхность контакта «газ — вода» деформируется, образуя под забоем скважины так называемый конус подошвенной воды. При подъеме этой воды возможно обводнение скважины. Сква­жины на таком подземном хранилище эксплуатируются нa тех­нологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положе­ние. Для подачи газа потребителю компрессорная станция ча­сто не нужна.



Объем буферного газа можно определить из уравнения

Qб = (2)

где

Qб =(3)


где Ωн, Ωк — соответственно начальный (до начала отбора газа) и конечный необводненный объемы порового пространства ПХГ, м3;

к, в — средневзвешенные по объему соответственно необводненной и обводненной частей порового пространства пласта приведенные давления, МПа; αк —коэффициент объем­ной газонасыщенности обводненной зоны, доли единицы;

= Ωн,/Ωк; Qa объем активного газа, м3; рн приведенное дав­ление газа в ПХГ до начала отбора газа, МПа.



ЛЕКЦИЯ 30. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРИ ЗАКАЧКЕ И ОТБОРЕ ГАЗА В ПХГ



Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается комп­рессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.

Сконденсированные на забое скважины пары масла обвола­кивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фа­зовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою оче­редь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения допол­нительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания от­рыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При от­боре с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извле­каемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осу­шается от влаги.






Рис. 1. Схема обустройства хранилища газа в пористом резервуаре



Схемой предусмотрены компрессорные цехи, блоки осушки газа и очи­стки его от механических примесей и масла, газораспредели­тельные пункты (ГРП) и скважины. Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомотокомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, за­качиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора по­строены газораспределительные пункты, на которых установ­лены на открытой площадке сепараторы, отключающая арма­тура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расхо­домеры для каждой скважины.

Закачка газа

По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5—3,6 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных твердых частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляется на прием газомотор­ных компрессоров типа 10ГК, для компримирования в две сту­пени. Затем он поступает на установку очистки от компрес­сорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки: циклонные сепараторы (горячий газ); цик­лонные сепараторы (охлажденный газ); угольные адсорберы и керамические фильтры .


В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20–30 мкм), а более мелкие — в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диамет­ром 3—4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент ре­генерируют при помощи пара.

Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определен­ные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки поме­щены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения трубок — увеличение перепада давления на входе и выходе фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют путем обратной продувки, промывки растворите­лями твердых и жидких частиц. Опыт эксплуатации сооруже­ния по очистке газа от масла показал их достаточную эффек­тивность. В 1000 м3 газа, закачиваемого в пласт после очистки, содержится 0,4—0,5 г масла.

Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его поток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.


Отбор газа


При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень неболь­ших депрессиях (0,03—0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веще­ствами.

Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости.

Далее по газосборному коллектору газ поступает на уста­новку осушки, откуда при точке росы —2° попадает в маги­стральный газопровод. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из котельной, двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.

В контакторах газ барботирует через слой 94 %-ного ДЭГа, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где уста­новлена специальная насадка для улавливания капель ДЭГа, уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью ав­томатизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойни­ков подается на регенерацию.

Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость охлаж­дения его требуют строительства сложных и дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевле­ния и упрощения технологии подготовки газа к закачке и об­работки отбираемого из хранилища газа целесообразно приме­нять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12М.