23-билет
І. Предупреждение и ликвидация гидратообразований при добыче и подготовке газа.
ІІ. Капитальный ремонт скважин
ІІІ. Геологические и экономические требования при выделении объектов разработки.
Предупреждение гидратообразования при добыче и подготовке газа.
Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты. ( СН4*6Н2О; С2Н6*8Н2О). По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. На практике условия образования гидратов определяют расчетным путем. Чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Гидраты СН4 при 00С устойчивы, еслиР=2,8 МПа и более. Для других УВ-ов парафинового ряда (С2Н6;С3Н8;С4Н10) давление составляет 0.1- 0.5 МПа. Критическая температура образования гидратов: для этилена (С2Н4)-17оС; для этана (С2Н6)-14.5оС; для пропана (С3Н8) -5.5оС. В присутствии Н2S температура гидратообразования УВ-ых газов значительно повышается. Например при давлении 5МПа для чистого метана температура гидратообразования составляет6оС, а при 2%-ном содержании Н2S она достигает 10оС. При разработке газовых и г/к месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов.
Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.
При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его закупорке.
Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период – пусковой, когда ствол скважины не прогрет.
Таким образом, гидраты могут образоваться на любом участке технологической линии промысловой системы сбора и подготовки газа, в системах магистрального транспорта, подземного хранения.
Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение давление и температуры потока газа.
При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата.
Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды, переохлаждением и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной поверхности контакта и другими факторами.
В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при:
1) снижении температуры газа в призабойной зоне ниже равновесной в результате высокой депрессии давления при отборе газа;
2) закачке в пласт охлажденной воды во время бурения или ремонта скважины;
3) закачке охлажденного газа в подземное хранилище;
4) охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее.
Технологический режим скважин на залежах с охлажденными пластами должен исключать возможность образования гидратов в пласте, так как цилиндрическое образование и разложение гидратов приведет к разрушению призабойной зоны, к образованию больших каверн и, как следствие, к уничтожению скважин.
Образование гидратов в стволе скважин.
Большинство газовых скважин в акватории характеризуются наличием условий гидратообразования в стволе скважины. Гидраты в скважине могут образоваться как в период ее работы, так и в период простоя, а также в фонтанных трубках, в кольцевом пространстве в любом интервале глубин, характеризующемся условиями гидратообразования.
Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважин и геотермического градиента.
В определенных условиях при эксплуатации скважины только по затрубному кольцевому пространству образование гидратов может иметь локальный характер – в точках дросселирования газа при его перетоках через неплотности в муфтовых соединениях.
Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации.
Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных разрезах пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация приводит, как правило, к полной закупорке ствола скважины. Длина гидратных пробок достигает десятков и сотен метров. В определенных условиях, при образовании гидратов и накоплении секционных пробок в скважинах могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонн скважин.
Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения
При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту.
Место образования гидратов в действующей системе обустройства при известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур.
При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой технологии сбора, обработки и транспорта газа. Место образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта можно изменять изменением диаметра технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока.
При наличии конденсата в потоке газа обычно применяют различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата. Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях, а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.
К методам по предупреждению гидратов относятся: ввод ингибиторов в поток газа; осушка газа от паров воды; поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования; поддержание давления ниже давления образования гидратов. Таким образом, устраняя какое – либо из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу, можно предупредить гидратообразования.
Существующие методы по ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на три группы:
• понижение давления ниже давления разложения;
• подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения;
• ввод ингибиторов в поток газа.
Исходя из вышеизложенного - подогрев газа, снижение давления и ввод ингибиторов - можно использовать как для предупреждения, так и для ликвидации образовавшихся гидратов. Выбор методов определяется местом их накопления, количеством и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.
Ингибирование гидратообразования является одним из наиболее распространенных способов борьбы с гидратами. Широко используют в качестве ингибиторов электролиты, спирты и гликоли.
Применение в качестве электролита водных растворов хлористого кальция, имеющих низкую коррозионную способность в среде, не нашло широкого применения из-за довольно низкого предела концентрации, при которой он выпадает в осадок, что в свою очередь может создать скопление кристаллических солей и приведет к нарушению работы скважины.
В настоящее время наиболее широко используют метанол, который обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.
Удельный расход метанола можно определить по формуле:
, (11)
где Gл – расход летучего ингибитора, кг/1000м3; W1 - влагосодержание газа в точке ввода ингибитора, г/м3; W2 - влагосодержание газового потока при условии вывода ингибитора, г/м3; C1 - концентрация вводимого ингибитора, %; С2 - концентрация выводимого ингибитора, %; - зависимость количества метанола, переходящего в газовую фазу при заданной концентрации его в водном растворе.
Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды.
На практике наиболее широко используются следующие методы:
1) осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов;
2) ввод в газоводный поток ингибиторов гидратообразования – спиртов и электролитов.
3) поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования;
4) поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре;
Использование того или иного способа зависит от условий и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта и использования газа. Так, при образовании гидратов в наземной части системы обустройства газового месторождения для борьбы с гидратами наиболее широко используют метод ввода ингибиторов гидрата в поток газа. При образовании гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважин наиболее эффективен способ локального подогрева газа на забое с последующей его регенерацией.
Целесообразность применения того или иного метода или их комбинирование определяется технологическими возможностями, а также результатами всестороннего технико-экономического анализа в каждом конкретном случае.
Поддержание давления ниже равновесного используют редко, так как в большинстве случаев это нецелесообразно из-за резкого снижения расхода газа, однако как временную меру на отдельном участке трубопровода этот метод использует. Для ликвидации образовавшихся гидратов в высокотемпературном потоке этот метод дает хороший результат. Например, при образовании гидратов в стволе скважин их можно удалить продувкой скважины в атмосферу. При низких температурах, когда при разложении гидратов в результате понижения давления температура может снижаться ниже оС, этот метод неэффективен, поскольку вода, выделяющаяся при разложении гидратов, замерзает, образуя ледяную пробку, которую удалить значительно сложнее, чем гидратную.
Метод поддержания температуры газового потока выше равновесной, эффективен при образовании гидратов – на дроссельных устройствах, в шлейфах, когда гидраты образуются в трубопроводах, соединяющих скважин и пункты промысловой подготовки газа к дальнему транспорту.
Для условий магистрального транспорта наиболее приемлема осушка газа. Для осушки газов с малым конденсатным фактором наиболее эффективны сорбционные методы. При необходимости понижения точки росы до минус 15-25 оС используют жидкие сорбенты; для более глубокой осушки – твердые сорбенты.
Капитальный ремонт скважин.
Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.
Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.
Работы, связанные с восстановлением нормального функциони¬рования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных аварий подземного оборудования будем относится к капитальному ремонту.
Перечень этих работ, в основном, следующий:
- исправление нарушений в обсадной колонне;
- ликвидация смятий обсадной колонны;
- ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;
- ловильные работы, связанные с полетом погружного обору¬дования на забой скважины;
- установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;
- резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;
- разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;
- ограничение и изоляция водопротоков в добывающих скважинах;
- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных сква¬жинах;
- ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметич¬ности заколонного пространства);
- формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;
- интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбини¬ рованные методы);
- переход с одного эксплуатационного объекта на другой;
- операции по ликвидации скважины.
Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.
Бригады капитального ремонта проводят также работы по увеличению нефтеотдачи пластови методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:
• химических (кислотные обработки, обработки растворителями, ПАВ и пр.),
• механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия),
• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и,
• их комбинированием.
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и растворяют загрязняющие их соли, илистые частицы и пр. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 1015 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 2528 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают проппант, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 5-16 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; нагнетания проппанта в пласт; закрепления проппанта в призабойной зоне пласта пропнетом.,
Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.
Глубокая перфорация состоит в том, что проводится перфорация мощным перфорационным устройством, которое прожигает туннель через загрязненную призабойную зону пласта.
Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.
Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.
Геологические и экономические требования при выделении объектов разработки.
Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.
При разработке многопластовых месторождений имеет смысл объединять несколько пластов в один эксплуатационный объект для сокращения сроков разработки месторождения и уменьшения затрат на бурение и обустройство промыслов. К геологическим требованиям при выделении эксплуатационных объектов (ЭО) относится следующее: - объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, т.е. пласты должны располагаться на близких глубинах и различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д. должны быть небольшими; - природные режимы пластов должны быть одинаковыми; - пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов; - пласты должны мало отличаться по проницаемости и неоднородности; - между выделяемыми эксплуатационными объектами должны быть разделы из непроницаемых пород для избежания перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами; - вязкость нефти в объединяемых пластах должна быть одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти; - нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества для избежания смешивания нефтей, требующих разной технологии подготовки и переработки; - эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин. Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточным для выделения объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований, т.е. рассматриваются экономические факторы и производится: - оценка динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов; - оценка общего количества скважин, добыча нефти и объемов отбираемой воды; - расчет по вариантам экономических показателей; - выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти, при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр. Расчеты технологических и экономических показателей разных вариантов проводят с учетом понижающего влияния объединения высокопродуктивных пластов на коэффициент продуктивности скважин. На величину этого коэффициента влияют количество пластов, объединяемых в эксплуатационный объект, и степень различия в геолого - промысловых характеристиках пластов. Значения коэффициентов продуктивности пластов при раздельной их эксплуатации определяют по соответствующим параметрам этих пластов. На выбор оптимального варианта выделения объекта может оказывать влияние глубина залегания продуктивных пластов, поскольку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения скважин и оптимальному варианту может соответствовать меньшее количество объектов, чем при прочих равных условиях, но при небольшой глубине. На выбор объектов могут оказывать влияние и другие условия освоения месторождений. В настоящее время обычно выделяют объекты с суммарной нефтенасыщенной толщиной не более 20-30 м. На месторождениях с низкой продуктивностью всех пластов целесообразно более решительно объединять пласты, т.к. выделение нескольких объектов оказывается нерентабельным. При разработке залежей нефти, приуроченных к крупным карбонатным массивам толщиной в несколько сотен метров практикуют условное расчленение их на этажи разработки с последовательной выработкой их снизу вверх единой серией скважин или бурением самостоятельных скважин на каждый из этажей, т.е. фактически выделяется несколько объектов разработки.