Особенности добычи газа и конденсата


НазваниеОсобенности добычи газа и конденсата
страница3/3
Дата публикации13.04.2013
Размер330 Kb.
ТипДокументы
userdocs.ru > География > Документы
1   2   3

^ Рис. 7.6. Изменение давления при исследовании сква­жины на одном режиме.

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.
^ 7.9. Установление режима работы газовой 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.
^ 7.10. Автоматизация газового промысла

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.
^ 7.11. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газо­вых фонтанов

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?
1   2   3

Похожие:

Особенности добычи газа и конденсата iconКак 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.?
Особенности добычи газа и конденсата iconА. В. Галушкин организация добычи
Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Технические средства и технологии добычи нерудных строительных материалов»...
Особенности добычи газа и конденсата iconЧто ты думаешь о проблеме "peak oil" (момент максимальной добычи...
...
Особенности добычи газа и конденсата iconЭкзаменационные вопросы по физике за II семестр 1 курса
Электрический ток в газах. Ионизация газа. Ионная и электронная проводимость газа
Особенности добычи газа и конденсата icon4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой...
Один их механизированных способов эксплуа­тации скважин газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи...
Особенности добычи газа и конденсата iconЛекция №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...
Особенности добычи газа и конденсата icon1. 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,...
Особенности добычи газа и конденсата iconЛекция №1. Введение
Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более...
Особенности добычи газа и конденсата iconКонспект лекций по молекулярной физике и термодинамике для студентов...
Молекулярно – кинетическая теория. Уравнение состояния. Модель идеального газа. Основное уравнение состояния идеального газа. Основное...
Особенности добычи газа и конденсата icon1. 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...
Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2020
контакты
userdocs.ru
Главная страница