|
|
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
Н екоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.
________________________________________________________________________
ВВЕДЕНИЕ
Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе страны увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.
В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа наша страна вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м3, прогнозные запасы — более 90 трлн. м3. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области (в том числе Уренгойское, Ямбургское и др.), начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области.
Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, обуславливает повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.
В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.
Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газогидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.
В настоящем пособии рассматриваются методики определения параметров течения газа и конденсата в стволе скважин, методы определения газоводяного контакта, а также газогидродинамические методы исследования с учётом наиболее существенных факторов, влияющих на точность определения параметров пласта по результатам испытаний. На основе данного материала рассмотрены вопросы установления и обоснования технологических режимов эксплуатации при учете отдельных факторов , прямо или косвенно влияющих на производительность скважин. В заключительных разделах пособия рассмотрены особенности проектирования разработки методом “средней скважины” и наиболее распространенные методы интенсификации притока газа к стволу скважины.
Пособие рассчитано на освоение материала курса “Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений” по разделу “Разработка” студентами геологами и разработчиками специализирующимися в области разработки газовых и нефтяных месторождений.
1.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА
1.1. Состав и классификация природных газов[1,2]
Состав природных газов. В состав природных газов входят:
а) углеводороды -алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n;
б) неуглеводороды- азот N2, угл. газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.
в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.
Фазовые состояния.
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р=0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.
Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан(i=С4Н10), нормальный бутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.
Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Классификация природных газов.
Природные газы подразделяют на три группы.
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.
Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
Изменение состава природного газа в процессе разработки.
Во время эксплуатации газовых скважин метан —газообразный и находится при температуре выше критической, этан — на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны — в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.
Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).
Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.
|
|
|
Скачать 2.61 Mb.