шпаргалка

24-билет

[ Назад ]

І. Подземное хранение газа.

ІІ. Геологическое обоснование выбора вида заводнения. Законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

ІІІ. Методы предотвращения образования песчаных пробок при эксплуатации газовых скважин

Подземное хранение газа.

Цели подземного хранения газа

Подземные хранилища газа (ПХГ) Обеспечивают в основном следующее.

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной на¬грузкой в зимнее время.

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистраль-¬

ных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности ЦС, близком к единице.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.

5. Сохранение нефтяного газа в нефтедобывающих районах и углеводородного

конденсата при временной невозможности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в слу¬чае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7. Создание запасов сырья и топдива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.

Уменьшение мощности завода по очистке от H2S и СО2 и производству газовой серы.

8. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом.

9. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии

Покрытие сезонной неравномерности газопотребления

Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется не¬

равномерностью по временам года (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам, часам суток.



Резерв 58% q.,58%

,

























Рисунок 1 - График газопотребления газа городом (заштрихованная площадь — объем газа, подлежащий хранению в подземном хранилище).

1- суточные колебания; 2 - месячные колебания; К- коэффициент месячной не¬равномерности газопотребления; Q — расход перекачиваемого газа

Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления KiK называется отношение фактического месячного потребления газа Q,ф к среднемесячному Qm:

KiK = Qф./Qm,

В зимние месяцы коэффициент месячной неравномерности меньше единицы.

Буферный газ в ПХГ

Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части

1. активный (рабочий) объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ

2.буферный (остаточный) объем, который постоянно находится в ПХГ во время его эксплуатации. Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из храни¬лища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления;

для уменьшения продвижения воды в хранилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС.

Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Объем буферного га¬за, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.

Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая — в обводнен¬ной части коллектора. Скважины на таком подземном хранилище эксплуатируются на тех¬нологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом слу¬чае занимает устойчивое положение. Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна.

Технологическая схема отбора и закачки газа в хранилище.

Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается компрессорами до необходи¬мого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.

Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давле¬ния нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания отрыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выно¬сятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случа¬ях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.







Рисунок .2 - Схема обустройства хранилища газа в пористом резервуаре 1- магистральный газопровод; 2- соединительный газопровод; 3- компрессорная станция; 4-пылеуловители; 5- сепараторы; б- градирня; 7- угольные адсорберы; 8- фильтры; 9- абсорб¬ционная установка; 10- эксплуатационная скважина; 11,12- сепараторы; 13- штуцер; 14 -расходомер; 15-коллектор.

Условия расположения ПХГ

ГГХГ, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального газопровода и потре¬бителей. Подземные хранилища газа сооружают

- в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях

- в истощенных нефтяных месторождениях

- в водоносных структурах

- в непроницаемых горных породах

Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин, увеличению объема хра¬нящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи, повыше¬нию коэффициента нефтеотдачи при ПХГ в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа. Однако при чрезмерном повышении давления возможны раз¬личные вредные последствия.

Максимально допустимое давление в подземном хранилище зависит от:

глубины залегания пласта и размеров площади газоносности;

объемной массы пород над площадью газоносности;

структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей;

прочности, плотности и пластичности кровли пласта.

Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища.



Геологическое обоснование выбора вида заводнения. Законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Заводнение, при котором вода нагнетается в скважины для искусственного восполнения пластовой энергии подразделяется на несколько видов: законтурное, приконтурное, внутриконтурное. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений. При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой примерно такой же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4-5 км), в основном при малой относительной вязкости нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной областью. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразно применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину приходится 4-5 добывающих скважин, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности. При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется при той же характеристике залежи, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК, обусловленное закупоркой пор минеральными солями, твердыми битумами и др. в результате вторичных геохимических процессов. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения: 1. Разрезание залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть, затем их осваивают под нагнетание. Добывающие скважины располагают в рядах, параллельных рядам нагнетательным. Этот вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большей площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК. Выделяют подвиды этого заводнения: разрезание на площади и блоковое. При заводнении с разрезанием ЭО на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике. Применение этого заводнения возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам; Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки и добывающие скважины располагают в том же направлении. Ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к длинной оси залежи при вытянутой форме залежи, при круговой форме залежи ряды располагают вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной коллекторов. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности пласта. При блоковом заводнении в зависимости от ширины блоков принято располагать нечетное количество рядов скважин (трехрядное или пятирядное). Применение этого заводнения дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Площадное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности в условиях общей равномерной сетки скважин - треугольной или квадратной. Системы разработки с площадным заводнением обладают большой активностью, по сравнению рассмотренными ранее, т.к. каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными. Наиболее широкое применение нашли: 5-точечная, обращенная 7-точечная и обращенная 9-титочечная системы. Они рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными и карбонатными коллекторами порового типа с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти. Площадное и блоковое заводнение можно применить и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации, а также, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком эксплуатации морских сооружений. Разновидностями внутриконтурного заводнения являются избирательное, очаговое, головное и барьерное . заводнение. Из числа возможных вариантов заводнения, обоснованных геологически, оптимальный вариант или выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).



Методы предотвращения образования песчаных пробок при эксплуатации газовых скважин.

При эксплуатации скважин в неустойчивых рыхлых коллекторах на забое происходит накопление мельчайших частиц породы, которые с течением времени образуют песчаные пробки. Образование песчаных пробок уменьшает дебит скважины. Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться путем ограничения отбора газа, выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, периодическим удалением песчаных пробок различными методами, а также применением забойных фильтров различной конструкции.

Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита сводится к установлению технологического режима эксплуатации скважин, соответствующего поддержанию на забое скважины постоянного максимально допустимого градиента давления.

С другой стороны необходимо стремиться к тому, чтобы поступающие на забой частицы породы не осаждались, а выносились на поверхность. Для этого фонтанные трубы должны быть опущены до нижних перфорационных отверстий и необходима достаточно высокая скорость газа у башмака. Однако при ограничении дебита скважины в соответствии допустимыми градиентом давления или депрессией величина может оказаться незначительной по сравнению с потенциальными возможностями пласта. В этих случаях необходимо использовать фильтры, предупреждающие поступления песка в скважину. При эксплуатации скважин в неустойчивых рыхлых коллекторах необходимо использовать фильтры с большим числом отверстий малого диаметра. Наибольшее распространение получили следующие типы фильтров:

1. фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1.5-2.0мм., изготовленные из обсадных труб.

2. щелевые фильтры: а) фильтры с продольными щелями; б) фильтры с поперечными щелями.

3. проволочные фильтры - на металлический каркас наматывается проволока, с расстояниями между витками проволоки 0.5-1мм.

Фильтры можно спускать в скважину в виде хвостовика с сальниковым закрепление в обсадной колонне или же фильтр может быть продолжением обсадной трубы; тогда применяется манжетная цементировка.

При эксплуатации скважин в терригенных породах , крупнозернистые фракции песка образуют за фильтровой трубой второй естественный фильтр, задерживающий поступление мелких фракций песка в скважину.

Иногда забой скважины оборудуют гравийным фильтром, который образуется при заполнении гравием кольцевого пространства между трубным фильтром и стенками скважин. Гравий в кольцевое пространство закачивают вместе с промывочной жидкостью с поверхности. Полное заполнение гравием фильтрующей поверхности фиксируется обычно повышением давления на насосе. Чаще всего гравийные фильтры изготавливают на поверхности, Для этого берется фильтровая труба, на которую сверху надевают сетку, а пространство между трубой и сеткой заполняют гравием. Размер зерен гравия равен 6-8мм. Для образования надежного фильтра, толщина слоя гравия должна быть равна 5-6 диаметрам его зерен.

Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабоцементированных породах используют различные смолы, которые имеют малую вязкость в жидком состоянии для проникновения в пористую среду. В пористой среде смолы разделяются на твердую и жидкую фазы и хорошо смачивают пески. Жидкая смола, закачиваемая в пласт, обволакивает частицы песка и при затвердевании выполняет роль цементирующего материала. Водяная фаза, занимающая внутренние каналы, удаляется при освоении скважин. Разделение в пласте смолы на две фазы осуществляется при добавлении соляной кислоты 15-20%-ной концентрации, в количестве 8-10% от объема смолы. Чтобы не допустить значительного снижения проницаемости, после обработки в пласт закачивают легкую УВ-ую жидкость, в количестве до трех объемов смолы.

Несмотря на то, что забой скважины имеет соответствующее оборудование, в процессе эксплуатации скважин на забое происходит накопление механических примесей. Со временем эти примеси образуют песчаные пробки, которые забивают фильтры. Поэтому в первую очередь образовавшиеся пробки необходимо промыть, т.е. разрыхлить и поднять на поверхность.

Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую и обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плотных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фонтанные трубы, а породы выносятся через межтрубное пространство.

При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространство и поднимается на поверхность по фонтанным трубам.

При этом скорость восходящего потока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь поперечного сечения фонтанных труб меньше, чем площадь поперечного сечения межтрубного пространства.

Необходимое условие для выноса твердых частиц на поверхность- превышение скорости восходящего потока жидкости над скоростью падения частиц песка в жидкости, находящиеся в покое.

Иногда целесообразно применять комбинированную промывку, которая заключается в периодическом изменении направления движения промывочной жидкости. При этом пробку промывают через фонтанные трубы, а размытая порода выносится на поверхность промывочной жидкостью через кольцевое пространство.

КАТЕГОРИИ:

Network | английский | архитектура эвм | астрономия | аудит | биология | вычислительная математика | география | Гражданское право | демография | дискретная математика | законодательство | история | квантовая физика | компиляторы | КСЕ - Концепция современного естествознания | культурология | линейная алгебра | литература | математическая статистика | математический анализ | Международный стандарт финансовой отчетности МСФО | менеджмент | метрология | механика | немецкий | неорганическая химия | ОБЖ | общая физика | операционные системы | оптимизация в сапр | органическая химия | педагогика | политология | правоведение | прочие дисциплины | психология (методы) | радиоэлектроника | религия | русский | сертификация | сопромат | социология | теория вероятностей | управление в технических системах | физкультура | философия | фотография | французский | школьная математика | экология | экономика | экономика (словарь) | язык Assembler | язык Basic, VB | язык Pascal | язык Си, Си++ |