Бескомпрессорный и компрессорный периоды разработки.

Разработка газоконденсатных месторождений – комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта коллектора; добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промышленной обработке.

Разработка газоконденс. мест-й при истощении пластовой энергии - при газовом и водонапорном режиме. При этом потери конденсата могут достигать 70% от потенциального содержания конденсата:

• пассивный способ. С истощением пластовой энергии – регулирование технологического режима работы;

• активные способы основаны на регулировании работы пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нем конденсата. Эти способы позволяют повысить отдачу на 15-20%.

• глобальные методы. Воздействуют на весь пласт или его часть через систему нагнетательных/эксплуатационных скважин. Обеспечивают поддержание Pпл или способствуют вытеснению уже впавшего конденсата в пласте. Закачивают рабочий реагент(например, у/в газы, не у/в газы или их смеси).

• методы локального воздействия на пласт. Предусматривают периодическую закачку и отбор в эксплуатационные скважины растворителей.

Вопрос№19.Сбор и подготовка газа и конденсата на м/иях. Основные требования. Промысловые газосборные сети.

Прир. газ транспортируется на большие расстояния от места добычи к потребителям по газопроводам, пересекающим различные климатические зоны. Поэтому большое внимание необходимо оказывать подготовке газа к транспорту (осушка ведется до точки росы, очистка от примесей).

Промысловые газосборные сети.

Шлейф: газопроводы, ингибиторопроводы соединяют скважины с заводами.

П.г.с. – один из основных элементов системы сбора и подготовки газоконденсата на месторождении.

ПГС, их конфигурация и диаметры, способ укладки, тех. режим их эксплуатации определяются в зависимости от конкретных геолого-эксплуатационных условий, состава и свойств добываемой продукции, способа подготовки газа к транспорту, требований потребителя и др. факторов.

Под ПГС понимаются газопроводошлейфы, соединяющие между собой установки подготовки газа и промысловые газосборные коллекторы. Кроме того, имеются конденсатопроводы, водопровод, ингибиторопровод.

ПГС классифицируются по конфигурации промыслового газосборного коллектора. Различают линейные, лучевые, кольцевые и групповые газосборные сети. Линейная схема – шлейф поступает в коллектор и на КПГ (комплекс подготовки газа). Кольцевая – в залежах с округлой формой дренирования. Групповая – к группе КПГ.

Газ от группы скважин по шлейфам высокого давления поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где его сепарируют, очищают от мех. примесей, осушают с целью предупреждения гидратообразования, замеряют дебит, давление.

УКПГ, в свою очередь, подключается к промысловому газосборному коллектору, откуда газ направляется на промысловый газосборный пункт (ПГПС) или в головное сооружение (ГС). Число УКПГ на месторождении зависит от размеров газоносной площади, её формы, дебитов, давлений и температур на устье скважины.

При групповой системе сбора большинство операций, в том числе и управление работой скважины, проводятся централизованно. На УКПГ – очистка, осушка, доведение до товарной кондиции.

Подготовка газа к транспорту.

При эксплуатации газ. и газоконд. мест-й используют 3 способа подготовки газа:

1. низкотемпературная сепарация газа (НТСГ) ( получение низких t при дросселировании газа высокого давления или на установках искусственного холода)

3. получение низких t при дросселировании газа высокого давления или на установках искусственного холода;

4. адсорбция – извлечение жидких у/в и воды твердыми поглотителями;

5. абсорбция – извлечение жидких у/в и воды жидкими поглотителями.

НТС – низкотемпературная сепарация. Она чаще всего используется при большом количестве жидк. у/в С₅+ и большим давлением. НТС явл. наиболее дешевым способом извлечения тяжелых у/в. В зависимости от глубины охлаждения НТС позволяет извлечь от 80 до 100% потенциала тяжелых у/в. НТС основано на эффекте дросселирования.

Вопрос№20. Низкотемпературная сепарация газа (НТС). Основные принципы.

Это наиболее дешевый способ извлечения тяжелых у\в. В зависимости от глубины охлаждение НТС позволяет извлечь от 80% до 100% тяжелых у\в. НТС основана на эффекте дросселирования (расширение газа при const энтальпии, при его прохождении через дроссель, т.е. через сужающее устройство: сопла диафрагмы, штуцера, вентили и др. – сопровождается изменением t, вызывает затраты энергии на преодоление внутримолекулярных сил взаимного притяжения). Изменение t при изоэнтальпийном расширении называется дроссель-эффектом. Отношение изменения t к изменению давления называется коэффициентом Джоуля-Томсона; он может иметь как положительный, так и отрицательный знак. Для природного газа знак положительный.

Эффект дросселирования недолговечен, из-за понижения Р, следовательно надо предусмотреть источники искусственного холода в более поздней стадии разработки.

Сущность НТС состоит в получении низких t при расширении газа. Расширение может осущест-ся 2-мя способами:

1. без соверш. внешней работы(дросселирование)

2. с соверш. внешней работы( расширение газа в детандерах)

Для НТС необходим большой запас P. Когда пластовой энергии будет недостаточно для получения необх. t сепарации за счет дрос-ия газа, д.б. применены холод-е машины.

1 – теплообменник

2 – сепаратор

3 – дроссель

Сепаратор – применяется для очистки ПГ от воды и конденсата.

По принципу действия они делятся на:

• гравитационные (вертик., горизонт., сферич.)

• инерционные(циклонные, вихревые, жалюзийно-пленочные)

• СМЕШАННЫЕ

В гравитац. сепараторах главная роль при отделении примеси принадлежит силе тяжести. Vчастиц – постоянна.

В инерц. сеп-х исп-ся циклонные элементы, в которых разделение частиц происходит под действием центробежных сил.

Теплообменник – наиболее часто используют теплообменник «труба в трубе», где охлаждающим агентам является отсепарированный газ из сепаратора.

Вопрос№21. Подготовка газа абсорбционным и адсорбционным способом. Технология. Абсорбенты. Десорбция.

Сорбция – поглощение вещества жидкостью или твердыми веществами.

Она делится на абсорбцию – это объемное поглощение вещества, и адсорбцию – поглощение жидкости твердыми телами.

К абсорбции относится десорбция (очистка сорбента в основном с пом. нагрева)

АБсорбционный метод основан на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые УВ и отдавать их при нагревании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Абсорбционные установки, полностью автоматизированные, обеспечивают достаточно полное извлечение конденсата из ПГ.

Абсорбенты для сушки должны обладать:

1. высокой растворимостью с водой

2. простатой регенерации

3. низкой вязкостью и упругостью пород

4. низкой коррозионной способностью

5. незначительной растворимостью к у\в

6. отсутствием способности к образованию пен и эмульсий.

Очистка природного газа от сероводорода и углекислого газа:

ПГ очищают от сероводорода сорбционными способами с использованием жидких и твердых поглотителей.

Абсорбц. методы очистки бывают:

• методы, в которых поглощение кислых компонентов происходит за счет их физического растворения

• методы, в которых поглощение происходит также засчет химической реакции.

К абсорбции относится десорбция –очистка сорбента в основном с пом. нагрева. Восстановление, регенирация сорбента, путем нагрева насыщ. сорбента до t=200-300.

АДсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы. С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улавливают конденсат у\в.

В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Адсорбционные методы извлечения конденсата отличаются прерывистостью процесса. Эти методы обеспечивают глубокое извлечение тяжелых у/в и примесей газа, например сероводорода.

При осушке газа твердыми поглотителями одновременно улавливаются пары тяжелых у/в, что затрудняет работу установки.

Применяют комбинированные системы, в которых одновременно происходят два процесса: осушка газа и выделение конденсата.

Требования к абсорбентам:

1. Высокая активность

2. Простота регенерации

3. Малое сопротивление потоку газа

4. Высокая механическая прочность

5. Химическая инертность

Вопрос№22. Промысловые дожимные компрессорные станции (ПДКС). Назначение. Схемы применения.

ПДКС способствует получению оптимальных технико-экономических показателей работы м/я и газопровода и предназначена для сжатия газа до необходимого давления. ДКС вводятся в период постоянной добычи газа.

Вопрос№23. Неравномерности потребления газа. Роль хранилищ газа. Коэффициенты неравномерности.

Цели создания ПХГ:

-Уменьшение капиталовложений в газопроводы

-Создание условий для ритмичной работы МГП и компрессорных станций

-Создание госзапасов топлива

-Сохранение нефтяного газа и конденсата при временной невозможности его использовать

-Повышение надежности работы системы дольнего газоснабжения

-Покрытие сезона неравномерности потребления.

Основные параметры создаваемого ПХГ:

Существует 2 этапа:

1. этап создания

2. этап циклической эксплуатации ПХГ

К параметрам эксплуатации ПХГ относятся: Рпл, глубина, пористость, форма структуры, буферный и активный объем газа.

Создание ПХГ без осложнений происходит при изменении градиента давления и повышении гидростатического давления не более чем в 1,54 раза. Как правило Рпхг=(1,3-1,5)Ргидр.ст

Требуется:

Толщина пласта>5 м

Пористость>10%

Проницаемость>0.2мкм

В процессе создания ПХГ нужно установить герметичность ловушки, остаточную водо- и газонасыщенность и т.д.

Возможно сезонное неравномерное потребление газа. Коэффициент неравномерности газопотребления – это отношение фактического месячного потребления газа к среднемесячному.

В ПХГ различают объемы газа:

• Остаточный объем – min количество газа, находившееся в залежи перед началом закачки

• Активный объем – объем, который ежегодно отбирается и закачивается в хранилище

• Буферный объем – объем, неизвлекаемый из хранилища. Служит для поддержания пластового давления. Объем буферного газа составляет 60-140% активного газа.

где:

Vн/к – начальный и конечный необводненные объемы порового пространства в хранилище;

- средневзвешенные по объему пространства пласта приведенные давления обводненной и необводненной частей

к – коэф. объемной газоносности обводненной зоны.

Вопрос№24.Подземное хранение газа (ПХГ). Преимущества и недостатки различных способов создания и эксплуатации ПХГ.

Хранение у/в шахтным способом.

Эти хранилища нужны для хранения нефтепродуктов и сжиженных газов.

Схема ПХГ шахтного типа в непроницаемых породах с положительной t.

Эти хранилища строятся в отработанных шахтах, скальных выработках.

Можно хранить несколько продуктов одновременно, разделяя их перемычками

Сооружение ПХГ с помощью комуфлектных взрывов.

В основе метода – способность глинистых пород уплотняться и упрочиваться под действием и давлением газов, образующихся при подземном взрыве.

Методика сооружения:

1. сооружается шурф или скважина

2. крепление (цементаж) скважины

3. Углубление скважины меньшим диаметром до отметки заложения заряда

4. Скважину заполняют поглощающим раствором – гидрозабойка

5. В момент взрыва продукты детонации оказывают ударную нагрузку на стенки зарядной камеры.

6. Образуется сферическая полость, сообщающаяся с поверхностью через скважину.

Глубина не более 60, объем – 200 , диаметр около 7 м.

Такие хранилища можно использовать для хранения токсичных веществ, и хранения жидких у\в.

Вопрос№25. Хранение газа в истощенных нефтяных и газовых месторождениях.

Преимущества:

• Имеющийся уже фонд скважин, компрессорных станций, газопровода и прочего оборудования.

• Инфраструктура.

• Остаточный объем газа сокращает затраты на создание буферного объема.

• Известные геологические данные о залежи.

• Имеется естественный коллектор.

Недостатки:

• Изношенность оборудования

• Возможность быстрого обводнения и попадание нефти в скважину

• Необходимость в данных о составе нефти, остаточной газо-, нефте-, и водонасыщенности, о газовых факторах и других величинах, позволяющих оценить остатки нефти и газа

• Герметичность скважины, особенно для нефтяных месторождений

• Наличие неизвлекаемого, полностью потерянного газа.

Исходные данные, необходимые для разработки проекта переоборудования залежи в хранилище:

Можно выделить 2 группы.

1. Сведения о свойствах объекта, в котором создается хранилище.

2. Данные о технологии и технике, использованных при разработке, а также экономические показатели.

Под технологией понимают сведения о разработке рассматриваемой залежи: о начальных запасах газа, режиме отбора газа, динамики давления, о продвижении пластовых вод, обводнении скважин.

При этом особое внимание надо уделить, данным, позволяющим оценить режим залежи и степень герметичности покрышки над ней.

К техническим относятся сведения о схеме обустройства, состоянии оборудования, характеристиках аппаратов и установок. Наибольшее значение имеет информация о размещении, конструкции, техническом состоянии фонда скважин.

К экономическим относятся сведения о режиме потребления газа рассматриваемого региона, с/с газа и его цене, стоимости замыкающего топлива, наличии потребителей, стоимости бурения и обустройства скважины, а также другие показатели, которыми определяют капитальное вложение и себестоимость хранения газа.

Вопрос№26. Хранение газа в ловушках пластовых водонапорных систем.

Газовая полость (или пузырь) – это область водоносного пласта, в которой сосредоточен гранящийся в этом ПХГ. Газовый пузырь получается путем замещения воды, изначально заполнившей пласт, газом, закачиваемым в хранилище.

Форма газовой полости зависит от геометрических характеристик пласта, в частности от его формы и амплитуды поднятия его купольной части; от пористости и проницаемости пород, слагающих пласт, от степени их неоднородности, а также от ряда технологических факторов (расстановка скважин по площади хранилища, политика закачек, простоев, отборов и др.)

Преимущества:

• Большой объем хранилища

• Сокращение буферного объема газа из-за использования упругих сил подстилающей воды.

Недостатки:

• Большие требования к ловушке (достаточная проницаемость,>15%, достаточная мощность и упругоемкость)

• Большой срок заполнения хранилища газом

Вопрос№27. Хранение газа в твердых непроницаемых коллекторах.

(нетрадиционный способ)

…… в непроницаемых горных породах созданы … ПХГ для «сухого газа»,нефтяного сжиженного газа и сжиженного прир.газа Создание ПХГ в непроницаемых горных породах вызвано его технико-эконом.показателями.Объем ПХГ в емкостях опред-ся нормой хранения. Для нефти эта норма составляет 15-суточная произв-ть завода,а сжижен.газа 1-3 –суточный расход газа. ПХ в непроницаемых породах наз-сся естественная или искусственно созданная полость в комплексе с подземным и надземным оборудованием, позволяющим осуществлять прием,хранение и отбор продуктов,хранимых в них.

Преимущество ПХ:

- надежность и

- планировка,не требующая ближних тер-рий

- низкие расходы на создание емкости

Ограничивающими условиями создания таких хранилищ яв-ся: отсутствие подходящих пород и геологич.условий.

В наст. Время в таких хранилищах под землей хранят:

1)сырую нефть

2)нефтепродукты и заводские фракции переработки

3)природ.газ(обыч.и сжиж.)

4)бензин,конденсат,пропан-бутан

5)вредные радиоактив.продукты

ПХ создают в заброшенных шахтах,карьерах или других выработках в отложениях:

-… соли

-в непроницаемых породах ядерным взрывом

Общие требования к таким хранилищам:

1)обеспечение герметичности

2)неизменность товарных св-в продуктов и горных пород при длительном их контакте в условиях хранения

3)прочность и устойчивость стенок емкости.

Вопрос№28. Хранение газа в солевых отложениях. Конструкции и методы создания каверн.

В подземных резервуарах в каменной соли может хранится почти вся гамма у/в продуктов.

Технологические схемы строительства выработок емкостей основаны на принципе циркуляционного воздействия воды на растворяемую поверхность соли. Одним из важных факторов, влияющих на скорость растворения соли, является угол наклона растворяющейся поверхности соли к горизонту, т.е. горизонтальная часть растворяется быстрее боковых частей.

При неконтролируемом растворении выработка может приобрести форму конуса. Управление формы – закачка в нее нерастворителя в сочетании с разными вариантами уровня ввода воды и отбора рассола. Нерастворитель газы или жидкости с меньшим чем у воды удельным весом, нерастворимые в воде с относительно небольшой скоростью

Режимы подачи растворителя в скважину:

1. Прямоточный – когда растворитель подается по центральной подвесной колонне труб, а рассол отбирается по межтрубному пространству внешней и центральной подвесных колонн. Недостаток: невысокая концентрация выдаваемого раствора.

2. Противоточный – вода подается в скважину по межтрубному пространству

3. Сближенный противоток – противоток с подачей растворителя в нижнюю часть интервала выработки немного выше башмака фонтанной трубы.

4. Послойная – применяется при ограниченной мощности пласта и для получения рассола высокой концентрации.

5. С накоплением нерастворителя – используется при сооружении резервуаров в пластах разной мощности. Технология позволяет формировать потолочные выработки заданной формы.

6. Комбинированные – нижняя часть создается по технологии 4 верхняя по технологии 5.

7. С применением энергии затопленных струй – разновидность прямоточного режима, когда растворитель подается в выработку с помощью специальных насадок, формирующих струи заданной геометрии и обеспечивающих энергию турбулизации потока жидкости в нижней части выработки. Технология позволяет сократить сроки строительства, количество нерастворителя и число СПО рабочих колонн. Применяется для сооружения емкостей небольшого объема.

8. Выбор технологической схемы зависит от геологического строения обрабатываемого интервала каменной соли и от назначения ПХ.

Преимущества:

• Непроницаемый резервуар, нет утечек газа

• Возможность расположения около потребителя

• Нет необходимости в буферном объеме газа

Недостатки:

• Небольшой объем ПХ

• Необходимость в большом количестве воды для создания ПХ

• Необходимость утилизации или нужных условий сброса рассола.

Стадии разработки:

1. Подготовка м/я к промышленной разработке

2. Промышл. разработка

3. Консервация м/я или перевод его в другой вид недропользования.

Пром. раз-ка м/я – это геологический процесс извлечения из недр у/в и сопутсвующий компонентов с целью их использования в народном хоз-ве. М/я вводятся в пром. раз-ку на основе проектного технологического документа. Такими док-ми явл-ся схемы разработки, проекты дороботки.

Пром. раз-ка м/й заканчивается тогда, когда поставки газа в МГП становятся нерентабельны.

Консервация м/я производится в том случае, когда дальнейшая эксплуатация оставшихся скважин и систем сбора продукции технически и эконом. не оправдана, а перевод объекта для использования в др. целях невозможен.

Разработка ГК м/й – это комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Добываемся ГК смесь подвергается промысловой обработке.

Разработка ГК м/й с истощенной пластовой энергией при газовом и водонапорном режиме.

При этом потери конденсата могут достигнуть 70%. Существует 2 способа:

Пассивный - раз-ка с истощенной пластовой энергией, но мы можем регулировать технолог-й режим работы скважин.

Активный – основывается на регулир. энергии пласта, предотвращение или значительном снижении выделения в нем конденсата. Позволяет увеличить конденсатоотдачу на 15-20%.

Глобальные методы и методы локального возд-я на пласт.

Глобальный предусматривает воздействие на весь пласт или его часть через систему нагнетательных или экспл-х скважин. Обеспечивает поддержание Рпл или способствует вытеснению уже выпевшего конденсата в пласте.

Компрессорные станции МГ.

Предназначены для повышения Р перекачки газа. Рабочая мощность компресс. станции зависит от диаметра и пропускной способности ГП. Для ГП большой пропускной способности оптим. степень сжатии невелика=1,4=1,5. В качестве газоперекач-х агрегатов примен-ся поршневые газо-мото-компрессоры или центробежные нагнетатели. На крупгых ГП шаг между компресс. станциями составляетс 80-110км. Все коммуникации компресс. станций выполняются подземно, кроме обвязки компрессорного цеха. Обвязка КУ должна обеспечивать независимый пуск и остановку каждой группы машин, независимый забор газа из любой нитки ГП и подачу его в другую нитку, а также подключение резервного агрегата к любой группе нагнетателей.

Газораспределительные станции.

Высоконапорный газ, транспортир. по МГ, не может быть непосредственно подан потребителю. Он должен подаваться при опред. Р и с заданной степенью очистки от примесей. Кроме того, для обнаружения утечек, газу должен быть придан резких запах. Для этих целей строят ГРС. На ГРС регулируют и учитывают расход газа, отпускаемый потребителю. Для очистки газа на ГРС применяют маслоочистители, предусматриваются меры по предупреждению гидратообразования.

Одорация – придание запаха газа. В соответствии с ГОСТ запах ПГ должен ощущаться при его объемном содержании в воздухе не п