Файл: Борьба с газовыми гидратами в стволе скважины при эксплуатации нефтяных скважин на Ванкорском месторождении.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 08.11.2023

Просмотров: 472

Скачиваний: 16

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

СОДЕРЖАНИЕ

Содержание

Введение

Общие сведения о месторождении

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2. Тектоника и общий структурный план месторождения

2. Долганский продуктивный уровень

2.1. Геологическая модель пласта Дл-I-III

2.2. Свойства флюидов пласта Дл-I-III

2.3 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов

4 Специальная часть

4.1 Теоретические основы борьбы с гидратообразованием и гидратотложением

4.2 Ингибиторы гидратообразования

4.3 Ингибиторы гидратоотложения

5.1 Современные ингибиторы гидратообразования

Опытно-промысловые испытания ингибиторов гидратообразования в скважинах и трубопроводах на ванкорском месторождении

6.1 Порядок проведения испытания

Заключение

Список литературы

2.3 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов


По состоянию на 01.01.2014 г. из газового объекта Дл-I-III добыто 1641 млн. м³. газа, при проектной – 1617 млн. м³. Действующий фонд добывающих скважин – 18 ед. (по проекту 18).

За 2009 г. из объекта добыли 135,2 (по проекту 149) млн. м³ газа при среднесуточном дебите газа 86,7 тыс. м³/сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 6 ед. (по проекту 5).

За 2010 г. из объекта добыли 218,6 (по проекту 280,3) млн. м³ газа при среднесуточном дебите газа 156,3 тыс. м³/сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 7 ед. (по проекту 5).

За 2011 г. из объекта добыли 304,2 (по проекту 177) млн. м³ газа при среднесуточном дебите газа 122,5 тыс. м³/сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 8 ед. (по проекту 7).

За 2012 г. из объекта добыли 408 (по проекту 425) млн. м³ газа при среднесуточном дебите газа 120,0 тыс. м³/сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 10 ед. (по проекту 11).

За 2013 г. из объекта добыли 451 (по проекту 427) млн. м³ газа при среднесуточном дебите газа 94,4 тыс. м³/сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 18 ед. (по проекту 18).



Рис. 10. Месячная добыча газа пласта Дл-I-III

Данный объект используется в качестве регулятора поставок газа в Единую систему газоснабжения России ОАО «Газпром». Годовые отборы газа определяются в зависимости от добычи попутного газа нефтяных объектов разработки Як-III-VII, Нх-I, Сд-IX и Нх-III-IV, технологическими потребностями объектов подготовки и энергетики, закачки газа в пласт Нх-III-IV.

  1. Особенности эксплуатации газовых скважин


Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и геологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа. Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений.


Основные положения методики разведки газовых месторождений состоят в следующем. Газ извлекается из залежи при ее эксплуатации почти полностью без применения законтурного или внутриконтурного заводнения. В результате отпадает необходимость детальной разведки приконтурной зоны газовой залежи для выяснения мест заложения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных залежей такую разведку в большинстве случаев необходимо проводить. Из отдаленных участков залежи нефть отобрать практически невозможно, газ же подходит к эксплуатационным скважинам с этих же участков с относительно небольшой потерей давления. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких ее частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную площадную разведку газовой залежи, особенно приконтурной ее части, чтобы выяснить условия заложения эксплуатационных газовых скважин. Для нефтяных залежей такая разведка необходима.

Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях непременно больше рабочего дебита нефтяных скважин. Это, а также дренаж газа эксплуатационными скважинами с более отдаленных участков позволяет разрабатывать газовую залежь несравненно меньшим количеством эксплуатационных скважин. Весьма существенно то обстоятельство, что если по окончании разведки нефтяной залежи всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин, то по окончании разведки газовой залежи для ее разработки очень часто хватает разведочных скважин, давших газ. А в некоторых случаях, как показывает практика разведки мелких и средних газовых месторождений, количество этих скважин даже больше того, которое нужно для эксплуатации. Поэтому один из принципов разведки газовых залежей состоит в том, что количество разведочных скважин, которые могут дать газ, не должно превышать количества скважин, необходимых для разработки этой залежи.

Законтурная вода в большей части месторождений не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи, причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в ней практически ничтожно. Это дает возможность достаточно достоверно оценить запасы по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием падения давления. Такая возможность позволяет резко сократить объемы работ по промышленной разведке газовых залежей для подсчета запасов, что, однако, совершенно не применимо к нефтяным залежам [3].


Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины.

Газовые скважины используются для:

  • движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

  • защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

  • разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

  • предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523ºК, горное давление за колоннами на глубине 10000 м превышает 250 МПа.

В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине. Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 - 80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем. Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

4 Специальная часть

4.1 Теоретические основы борьбы с гидратообразованием и гидратотложением


Газовые гидраты – твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из водного раствора, льда, водяных паров и низкомолекулярных газов. По внешнему виду напоминают лед или снег. При давлениях до 10 – 30 МПа гидраты образуются до температур +20 – 25˚С, но типичные температуры существования – ниже +15 – 20˚С. Гидратообразования по структуре представлены каркасом, решеткой хозяина, в которой имеются полости, в данные полости внедряются молекулы газа, «гости», и связываются Ван-дер-ваальсовыми связями. Таким образом образуются кристаллические соединения. По принятой классификации основными структурами газовых гидратов являются Кубическая I (КС-I), Кубическая II (КС-II) и Гексагональная III (ГС-III). В настоящее время установлено, что индивидуальные газы CH4, CО2, H2S, Xe, CF4, C2H6, C2H4 при низких давления образуют гидраты структуры КС-I, а газы Ar, Kr, O2, N2, C3H8, i-C4H10 – структуры КС-II.

Фазовая диаграмма (кривые I - IV) условий образования простых гидратов (образованных из индивидуального газа и воды) представлена на рисунке 3.1. Область существования гидратов находится слева от кривых I и IV. Точки pk и pk’ называются, соответственно, верхней и нижней критическими точками гидратообразования. Таким образом, при установке одного какого-нибудь параметра, например, температуры, можно однозначно определить другой –давление.

Одними из наиболее важных свойств гидратов являются: давление разложения при температуре 0˚С (pT=0), температура разложение при абсолютном давлении 1 атм (Tp=1), теплота образования гидратов из газа и жидкой воды (ΔH1) и из газа и льда (ΔH2), верхняя критическая точка разложения гидрата (Tкр
, pкр).

Газовые гидраты при добыче нефти, газа и газового конденсата образуются либо в призабойной зоне скважины, либо в самом стволе скважины. В первом случае гидраты закупоривают поры коллектора, тем самым понижая проницаемость, во втором случае гидраты, отлагаясь на стенках скважины, уменьшают проходное отверстие и снижают пропускную способность скважины. Также, в единичных случаях кристаллы могут образовываться в устьевом оборудовании, например, обратном клапане в случае раздельной добычи нефти и газа из одной скважины, тем самым противодействуют нормальной работе оборудования.

Для образования гидрата необходимы следующие три условия:

  1. Благоприятные термобарические условия. Образованию гидратов благоприятствует сочетание низкой температуры и высокого давления;

  2. Наличие гидратообразующего вещества (метан, этан, двуокись углерода и др.);

  3. Достаточное количество воды. Воды не должно быть слишком много, или слишком мало.

Методы борьбы с гидратообразованиями классифицируются следующим образом:

  1. Химические (ингибиторные) подразделяются на:

  1. ингибиторы гидратообразования (термодинамические и кинетические);

  2. ингибиторы гидратоотложения (многофазный транспорт продукции газоконденсатных и газонефтяных скважин в режиме гидратообразования);



  1. Технологические заключаются в поддержании безгидратных режимов;

  2. Физические в свою очередь подразделяются на:

  1. тепловые;

  2. физические поля – акустические, СВЧ;

  3. механические.

Физические методы заключаются в механическом удалении гидратообразований либо путем скребкования, либо путем нагрева интервала с гидратом.

Из известен инновационный метод удаления газовых гидратов с помощью тепловой энергии. В данной работе описывается метод, использующий Stationary nitrogen generator (SGN), при котором происходит экзотермическая реакция:

????????4????????(1) + ????????????????

Смотрите также файлы