Файл: 1. геологическая часть 4 1Общие сведения о месторождении 4.docx
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 219
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Размеры газовой шапки 4,8 - 15 х 5,8 - 10 км, этаж газоносности 15,1 – 23,5 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 0,6 – 11,6 м.
Размеры нефтяной залежи в пределах ВНК минус 790 – минус 798 м составляют 0,2 - 17 х 0,6 - 18 км, этаж нефтеносности 6,7 - 13 м, тип залежи - пластовая сводовая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 7,2 м, средневзвешенное значение равно 3,8 м.
-
Физико-химические свойства газа и воды
Таблица 1.5.1 – Компонентный состав природного газа
| №п/п | Компоненты | Массовая доля |
| 1. | Со2-углекислый газ | отсутствует |
| 2. | Н2S-сероводород | отсутствует |
| 3. | N2-азот | 14,03 |
| 4. | СН4-метан | 73,42 |
| 5. | С2Н6-этан | 9,50 |
| 6. | С3Н8-пропан | 1,97 |
| 7. | С4Н10-изобутан | 0,29 |
| 8. | НС4Н10-нормальный бутан | 0,44 |
| 9. | С5Н12-изопентан | 0,17 |
| 10. | НС5Н12-нормальный пентан | 0,11 |
| 11. | С6Н14 +гексаны и выше | 0,07 |
| | Итого: | 100 |
Таблица 1.5.2 – Компонентный состав попутного нефтяного газа
| №п/п | Компоненты | Массовая доля |
| 1. | Со2-углекислый газ | отсутствует |
| 2. | Н2S-сероводород | отсутствует |
| 3. | N2-азот | 5,29 |
| 4. | СН4-метан | 34,98 |
| 5. | С2Н6-этан | 18,30 |
| 6. | С3Н8-пропан | 21,52 |
| 7. | С4Н10-изобутан | 4,10 |
| 8. | НС4Н10-нормальный бутан | 8,50 |
| 9. | С5Н12-изопентан | 3,22 |
| 10. | НС5Н12-нормальный пентан | 2,46 |
| 11. | С6Н14 +гексаны и выше | 1,63 |
| | Итого: | 100 |
Таблица 1.5.3 - Физико-химические свойства воды
| Вязкость в пластовых условиях, МПа∙с | Плотность в пластовых условиях, кг/м3 | Содержание ионов, мг/л мг-экв/л | |||||
| Cl- | SO4- | HCO3- | Ca2+ | Mg2+ | Ia+ + K+ | ||
| 1,55 | 1,143 | 131172 3700 | 1020 21,26 | 48,8 0,80 | 8779 438 | 3430 181 | 72043 3002 |
-
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ-
Осложнения при эксплуатации газовых скважин
-
Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т.д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.
Нарушение условий, влияющих на установление технологического режима работы газовых скважин, или невозможность их учета в полной мере приводит к различным осложнениям при эксплуатации. Рассмотрим основные виды осложнений и мероприятия по их устранению.
Гидратообразование
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин
Многие газовые и газоконденсатные месторождения страны эксплуатируются при упруговодонапорном режиме, причем в отрасли растет число месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки с естественным закономерным обводнением продукции скважин.
В работе газовой скважины можно выделить четыре периода. Первый период – безводный. Во втором периоде происходит накопление притекающей воды в стволе сначала без выноса ее на поверхность и с образованием пленки на стенках труб (первая фаза периода), а затем с выносом ее в виде диспергированных капелек потоком газа. Третий период характеризуется тем, что, сколько воды притекает в скважину, столько же ее выносится на поверхность. При этом в стволе имеется определенный объем накопившейся воды. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа, либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются, особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает четвертый период, характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника. Так как при этом приток воды продолжается, то скважина захлестывается водой и прекращает работу. Наступает «самоглушение» скважины водой. С позиций интенсификации работы обводняющейся газовой скважины в четвертом периоде выделяем две фазы: естественного выноса воды и принудительного ее удаления.
Начало принудительного удаления воды и длительность четвертого периода следует устанавливать из экономических расчетов себестоимости добычи газа и народнохозяйственной эффективности. Отметим только, что в обводняющихся газовых скважинах фонтанные трубы должны спускаться до нижних отверстий фильтра, особенно при малых депрессиях давления.
Для принятия решений по интенсификации работы и способам дальнейшей эксплуатации обводняющейся газовой скважины необходимо располагать данными о расходе притекающей воды или объеме накопившейся в скважине воды, об условиях ее выноса или принудительного удаления.
Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин можно подразделить на способы, уменьшающие поступление воды в скважину, и способы, освобождающие ствол от поступившей воды.
Уменьшение поступления вод в скважину достигается регулированием потоков в пласте, изоляцией скважины от поступления пластовых вод (изоляция обводившихся пропластков смолами
, цементным раствором, пеной и другими материалами; установка горизонтальных экранов при конусообразовании вод; селективное вскрытие пропластков; исправление герметичности колонн и цементного камня), а также ограничением отборов газа до исключения поступления воды из пласта.
Способы принудительного удаления воды подразделяем на газогидродинамические, физико-химические и механизированные.
Освобождать ствол скважины от воды можно путем подъема на поверхность либо подачи в поглощающий пласт (тот же или другой). Первая подгруппа способов предусматривает создание скоростей газа больше критической для выноса, диспергирование жидкости или остановки для поглощения жидкости пластом. Наибольшее применение из них нашли периодические продувки скважины.
Наиболее широкое применение из всех способов удаления воды получил физико-химический способ – ввод в скважину пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидком виде. Сущность способа состоит в том, что при закачке водного раствора пенообразующего ПАВ в скважину, растворенного в пластовой воде и прохождении газа образуется пена. Так как плотность пены значительно меньше плотности воды, то она выносится газовым потоком при скоростях всего 0,1-0,2 м/с, то есть в 50 раз меньше, чем для воды. В качестве пенообразующих ПАВ применяют ОП-10, превоцелл, сульфанол и др. Концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, составляет 2-3 г/л. При наличии газоконденсата концентрацию ПАВ увеличивают.
Для предупреждения замерзания в зимних условиях в водный раствор ПАВ вводят антифриз (метанол, гликоль, хлористый кальций). Раствор ПАВ закачивается в затрубное пространство посредством передвижного или стационарного агрегата любого типа, основные элементы которого – емкость для раствора ПАВ и насос. Периодический и непрерывный ввод ПАВ можно проводить с помощью различных аппаратов и устройств, устанавливаемых на устье скважины, а также с помощью метанольной установки капельного типа.
-
Причины гидратообразования
Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутаны), взаимодействуя с водой, способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.
Уменьшение температуры ΔТ связано с уменьшением давления Δр уравнением:
ΔТ = εr * Δр , где (2.3.1)
εr - среднеинтегральный коэффициент Джоуля – Томсона или дроссельный коэффициент (дросселирование – понижение давления при прохождении газа или жидкости через дроссель – местное гидравлическое сопротивление)
Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6-17 молекул воды, например СН4·6Н2О; С2Н6·8Н2О; С3Н8;17Н2О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.
Гидраты представляют собой физико-химическое соединение воды с углеводородными газами.
По внешнему виду гидраты похожи на рыхлый снег с желтоватым оттенком, или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду. Безгидратный режим работы возможен при условии:
P ≤ Pp и T ≥ Tp (2.3.2)
Рр и Тр – равновесные давление и температура гидратообразования, которые определяют экспериментально.
Причем, чем выше давление, тем выше Тр. В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической:
Таблица 2.3.1. – Температура гидратообразования
| Газ | СН4 | С2 Н6 | i- С3Н3 | n-С4Н10 |
| Tкр 0С | 21,5 | 14,5 | 5,5 | 1,5 |
Влияние неуглеводородных компонентов и свойств природного газа на гидратообразование.
Увеличение процентного содержания сероводорода углекислого газа приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Например, при давлении 50атм. для чистого метана температура образования гидратов составляет 6оС, а при 25-ом содержании H2S она достигает 10оС. Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов, т. е. в этом случае гидраты становятся менее устойчивыми. Например, если в природном газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты его при температуре 10°С остаются устойчивыми до давления 34 атм., если же в газе содержится 18% азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 30 атм.