Особенности добычи газа и конденсата
Скачать 330 Kb.
|
^ После проведения замеров давлений на забое, на устье, дебита газа, количества жидкости и твердых частиц - скважину закрывают для восстановления статического давления. Процесс непрерывно регистрируется во времени записью КВД. В дальнейшем, путем соответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта. Исследования проводят на 5-6 режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости от утвержденной программы. При наличии пакера в затрубном пространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определение забойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтому рекомендуется использовать глубинные манометры в комплексе с термометром для непосредственного замера забойных давлений и температур. Основным и обязательным условием метода установившихся отборов является полная стабилизация давления, температуры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов. По окончяании исследования проводят обработку результатов исследования с определением всех необходимых параметров пласта и получают данные для установления технологического режима работы скважины. ^ Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин устанавливается при проектировании разработки месторождения. Режим эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины должен обосновываться с учетом ряда факторов: - возможности деформации и разрушения призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации; - образования песчано-жидкостной пробки на забое; - подтягивания конуса подошвенной воды (нефти при наличии нефтяной оторочки); - образования гидратов и коррозии оборудования; - выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны; - обводнения продукции скважины и отложения солей; - особенностей конструкции скважинного оборудования и обвязки скважин и других факторов; При установлении технологического режима эксплуатации используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные формируются по результатам геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов (керна, шлама), а также находящихся в них углеводородных жидкостей и газа. На стадии освоения скважин и начальной стадии разработки месторождения устанавливаемый тех. режим эксплуатации должен обеспечить оптимальный дебит скважин при заданных геолого-промысловых и технических характеристиках пласта и скважины. Поскольку в процессе эксплуатации характеристики пласта и скважин изменяются, то и технологический режим должен быть изменен с учетом этих факторов. Изменения технологического режима обусловлено также проведением геологотехнических мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин, ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению этой производительности. Многочисленные факторы, предопределяющие выбор того или иного технологического режима работы скважин, обуславливаются: - режимом постоянного градиента давления (дополнительной депрессии) на забое, применяемым при эксплуатации слабосцементированных, легко деформируемых пластов. Градиент давления в условиях разрушения пласта выбирается таким, при котором коллектор не разрушается или разрушение охватывает лишь небольшую призабойную зону пласта; - режимом постоянной депрессии на пласт при отсутствии опасности разрушения пласта, гидратообразования и подтягивания подошвенной воды, устанавливаемым с целью получения максимального дебита газа из скважины; - режимом постоянного забойного давления, принимаемого за основной критерий в том случае, когда дальнейшее снижение приводит к выпадению в призабойной зоне конденсата и ухудшению параметров этой зоны; - режимом постоянного дебита, величина которого выбирается при отсутствии осложняющих факторов: прорыва подошвенных вод, разрушение пласта; - режимом постоянной скорости фильтрации, выбираемым из условия выноса песка с забоя скважины и может поддерживаться достаточно долго независимо от изменения дебита и забойного давления в процессе разработки; - безгидратным режимом (температурным) работы скважины, выбираемым в условиях возможного гидратообразования в пласте и стволе скважины. Этот режим легко поддается регулированию путем ввода ингибиторов гидратообразования; - режимом постоянного устьевого давления, выбираемого при необходимости обеспечения сбора, осушки, очистки газа и его транспортировки по трубопроводам до ввода компрессорной станции; - режимом постоянной скорости потока в стволе скважины в условиях коррозии, устанавливаемого в зависимости от интенсивности коррозионных процессов на скважинах, в продукции которых имеются агрессивные компоненты. В зависимости от выбранного определяющего фактора или их сочетания в качестве оптимального технологического режима выбирается один из перечисленных режимов для проекта разработки месторождения. Максимально допустимый дебит (МДД) скважины - максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скважины, т.е. при котором еще не наступает разрушение (призабойной зоны) пласта, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скважин и т.д. Минимально необходимый дебит (МНД) - дебит скважины, при котором также сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при О раб< Qмнд, уже не обеспечиваются скорости фильтрации и потока в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скважины, нарушается оптимальный температурный режим ее работы. Кроме факторов, связанных с характеристикой пласта и содержащихся в нём углеводородов, на технологический режим эксплуатации влияют: - диаметр скважины (т.е. эксплуатационной колонны); - устанавливаемое забойное оборудование; - возможное отложение солей; - изменения, вносимые в систему сбора, осушки и очистки газа в процессе разработки и в параметры ее работы (этой системы); - изменения технико-экономических показателей разработки залежи, т.е. экономических расчетов и экономическое обоснование того или иного технологического режима эксплуатации. Для обеспечения нормальной эксплуатации газовых скважин согласно выбранному оптимальному технологическому режиму требуется осуществлять контроль за режимом их работы на устье. В этих целях проводятся стандартные газодинамические исследования скважин методом установившихся режимов фильтрации с помощью ДИКТ а, специальные газодинамические исследования скважин устройством «Надым-1», промыслово-геофизические исследования, а также ежемесячные замеры рабочих параметров (Р и Т) скважин, ежеквартальные замеры Рст, с последующим расчетом Рпл. Кроме того, в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений РФ, для контроля над режимом работы скважин применяются различные устьевые контрольные установки, обеспечивающие определение дебита скважины во время ее эксплуатации и проводимых газодинамических исследований, контроля над содержанием механических примесей в продукции и других параметров. Например: блочный комплект «Сокол-2», устройство «режим ППА-2», «Поток», «Поток-4» и т.д. ^ Автоматизация газового промысла предназначена для устойчивого обеспечения потребителя газом, а также для поддержания надежной, бесперебойной и безопасной работы объектов промысла. Объекты добычи, сбора и подготовки газа и газоконденсата рассредоточены на большой площади (10—30 км2 и более). Газ из газовых скважин по индивидуальным шлейфам направляется на газосборный пункт (установку комплексной подготовки газа), где проводится очистка от механических примесей, отделение воды (влаги) и газоконденсата. Из всех газосборных пунктов газ собирается в промысловый газосборный коллектор и подается в магистральный газопровод, а конденсат по конденсатопроводу — на газофракционирующую (отбензинивающую) установку для последующей его переработки. На некоторых промыслах осуществляется подготовка газа централизованно на головных сооружениях, а на газосборных пунктах — лишь первичная сепарация. Если пластовое давление уменьшилось по мере отбора газа, то внутрипромысловый транспорт и подачу его в магистральный трубопровод (с давлением 5,5 или 7МПа) осуществляют с помощью дожимной и промысловой компрессорных станций. Для отделения конденсата применяют различные установки. Газопотребление носит неравномерный характер и различно в разные сезоны года, дни недели и часы суток. Для согласования газопотребления с отбором газа из залежи осуществляют автоматическое регулирование производительности промысла, которое выражается в поддержании в заданных пределах давления в газосборной промысловой сети. Для этого на промысле выделяют две группы скважин: базовые скважины с постоянным дебитом и скважины, дебит которых автоматически регулируют для выравнивания неравномерности газопотребления. Если регулируемыми скважинами не обеспечивается компенсация изменения газопотребления, то диспетчер промысла изменяет в допустимых пределах дебит базовых скважин. Следует отметить, что все скважины и газосборные пункты связаны между собой через промысловый газосборный коллектор. Поэтому изменение работы одних скважин приводит к колебаниям давления в газосборной сети и отражается на работе других скважин. Давление на выходе газосборного пункта измеряется манометром с пневмопреобразователем, выходной сигнал которого поступает на автоматический регулятор. Этот регулятор выдает корректирующий импульс на системы автоматического регулирования дебита скважин. При помощи переключателя можно перейти на ручное управление, а при помощи ручного задатчика — дистанционно изменить задание регуляторам дебита скважин. Система автоматического регулирования дебита скважины состоит из камерной диафрагмы, дифференциального манометра с пневмовыходом, регулятора и регулирующего штуцера. Регулирующий штуцер комплектуется сменными вкладышами, позволяющими изменять рабочее проходное сечение ступенчато в интервале 30—8 мм. Может осуществляться также дистанционное регулирование с диспетчерского пункта по системе телемеханики. Тогда дистанционный сигнал при помощи электропневмопреобразователя преобразуется в пневматический сигнал и подается на регулятор расхода. На устье скважин в зависимости от технологической необходимости и условий эксплуатации предусмотрено автоматическое отключение (закрытие) скважины при отклонении давления газа в шлейфе от допустимого. Для автоматического перекрытия ствола газовой скважины при разгерметизации устья и фонтанных труб, при увеличении дебита скважины выше допустимого значения и при возникновении пожара имеется комплекс, скважинного оборудования КПГ. Он предназначен также для эксплуатации газовых скважин, в составе продукции которых содержится углекислый газ и сероводород. Клапан-отсекатель комплекса спускается в скважину при помощи спускного инструмента на тросе после выхода скважины на заданный режим эксплуатации. Он фиксируется и уплотняется совместно с уравнительным клапаном и замком в посадочном ниппеле. При дебите скважины выше заданного клапан автоматически перекрывает ствол скважины. Автоматическое управление газовым промыслом позволяет улучшить и упорядочить эксплуатацию как отдельных объектов, так и всей системы в целом, сократить численность обслуживающего персонала и снизить затраты на добычу и подготовку газа. Предпосылки автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов — непрерывность технологического процесса добычи и газопередачи, а также отсутствие необходимости в постоянном обслуживающем персонале на объектах промыслов. ^ Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования. Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как: • потеря оборудования; • непроизводственные материалы и трудовые затраты; • загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.); • перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов; • случаи человеческих жертв. Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения, эксплуатации и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало газоводонефтепроявлений (ГНВП) и своевременно принять меры по его ликвидации. Причины возникновения ГНВП и открытых фонтанов Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются: • недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин; • недолив скважины при спускоподъемных операциях; • поглощение жидкости, находящейся в скважине; • глушение скважины перед началом работ неполным объемом; • уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта; • нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин; • длительные простои скважины без промывки; • наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа: • способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки; • способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины; • способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление. Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий: - виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий; - распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений; - список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии; - списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик; - способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков; - режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений; - необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ; - первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу "Выброс" является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является мастер бригады. Руководители и инженерно-технические работники предприятий при посещении объектов текущего, капитального ремонта и освоения скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу "Выброс" с последующим разбором и записью оценки действия каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана. • остановить двигатели внутреннего сгорания; • отключить силовые и осветительные линии электропитания; • отключить электроэнергию в загазованной зоне; • потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины; • прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование; • обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне; • оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана; • прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны; • прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы; • при возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий. Контрольные вопросы: 1) Каковы основные отличия свойств газа от свойств нефти? 2) Каково основное оборудование газовых скважин и требования к нему? 3) Каковы причины образования гидратов? 4) Какие методы применяются для предупреждения и ликвидации гидратов? 5) Какие причины влияют на ограничение дебита газовой скважины? 6) Каковы первоочередные действия обслуживающего персонала при возникновении открытого фонтанирования? |
Похожие:
 | Как перемещались основные центры добычи нефти и газа в СССР с 1940 по 1980 гг.? Как изменилось соотношение добычи основных видов топлива в топливно-энергетическом балансе СССР с 1975 по 1990 гг.? |  | А. В. Галушкин организация добычи Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Технические средства и технологии добычи нерудных строительных материалов»... |
| Что ты думаешь о проблеме "peak oil" (момент максимальной добычи... ... | | Экзаменационные вопросы по физике за II семестр 1 курса Электрический ток в газах. Ионизация газа. Ионная и электронная проводимость газа |
| 4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой... Один их механизированных способов эксплуатации скважин газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи... | | Лекция №3 Россия на рубеже XIX – XX вв. Особенности экономического развития России в начале XX в «Продамета» («Продажа металла») сосредоточил в своих руках свыше 85 сбыта готового металла. На долю трех объединений нефтяной промышленности... |
| 1. 1 Предмет и метод механики жидкости и газа Механика жидкости и газа – техническая прикладная наука, изучающая законы, которым подчиняется жидкость и газ в состоянии покоя,... | | Лекция №1. Введение Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более... |
| Конспект лекций по молекулярной физике и термодинамике для студентов... Молекулярно – кинетическая теория. Уравнение состояния. Модель идеального газа. Основное уравнение состояния идеального газа. Основное... | | 1. Термодинамическая система. Внутренняя энергия системы. Внутренняя энергия идеального газа Шого количества частиц, способная обмениваться с окружающей средой энергией и веществом. Внутренняя энергия складывается в основном... |