схема. Обустройство месторождений природного газа
 Скачать 382.5 Kb.
|
ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗАКафедра Транспорт углеводородных ресурсов turaleksandrov@mail.ru Обустройство месторождения - комплекс специальных строительно-монтажных работ и организационно-технических мероприятий, обеспечивающих рациональную и безаварийную эксплуатацию месторождения Важнейшими элементами обустройства являются технологические решения по системам сбора и промысловой обработки природного газа. 1.1 Понятия о проекте разработки и проекте обустройства месторожденийПроектирование начинается с составления проекта разработки того или иного месторождения, которое включает: -подсчет запасов нефти и газа; -составление схемы разработки месторождения; -определение геологической, гидродинамической и эксплуатационной характеристик всех продуктивных горизонтов; -определение химического состава и характеристики пластовых вод; -определение физико-химических свойств нефти и газа; -дифференциальное разгазирование нефтей при различном числе ступеней сепарации; -рекомендации по системе разработки месторождения; -перспективный план добычи нефти и газа с указанием добычи обводненной нефти на весь период разработки по каждому году; -перспектива нефтеносности и газоносности прилегающих районов; -порядок и время ввода скважин в эксплуатацию и вывода их из эксплуатации; -динамику изменения пластовых, забойных, буферных и затрубных давлений в скважинах в периоды разработки; -расчет давления фонтанирования скважин безводной нефтью и параметры, при которых скважины следует переводить с фонтанного на механизированные способы эксплуатации; -определение газового фактора; -выбор способа поддержания пластового давления и определение объемов и параметров закачки рабочего агента; -режимы работы нагнетательных скважин, источники рабочих агентов; -технико-экономические показатели принятой системы разработки месторождения. Основное назначение проекта разработки - обеспечение запланированной добычи из месторождения при минимальных затратах и максимальном извлечении нефти или газа при соблюдении мероприятий по охране недр и окружающей среды. Проект обустройства нефтяного месторождения является основным документом, на основе которого осуществляется строительство объектов сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки скважинной продукции. Под скважинной продукцией понимают многокомпонентное вещество, поступающее из скважин и состоящее из газа, газоконденсата, пластовой воды, различных примесей . Основными элементами системы сбора и подготовки скважинной продукции являются: - добывающие скважины; - автоматизированные замерные установки (АГЗУ); - дожимные компрессорные и насосные станции (ДКС, ДНС); - установки комплексной подготовки газа (УКПГ ). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов. При составлении проекта обустройства учитываются географические и климатические особенности: застроенность, наличие водных преград, заболоченность отдельных участков, ценность земель для сельского и лесного хозяйства и др. Специфика развития газового месторождения в процессе его разработки обусловлена состоянием его изученности. В течение всего периода эксплуатации месторождение изучают, уточняют его показатели при переходе от одного этапа разработки к другому и внедрения новых методов. Поэтому важно в начальный период обустройства определить не только очередность строительства и ввода объектов и производственных мощностей, но и рационально осуществить последующее развитие производственных мощностей в процессе каждого этапа разработки месторождения. Рис. 1.1 Стадии разработки месторожденияПри проектировании обустройства месторождения необходимо рационально решить все вопросы, связанные с общепромысловым хозяйством, техникой и технологией бурения, эксплуатации, сбором, транспортом, хранением и подготовкой скважинной продукции. Этапы (стадии) разработки газового и газоконденсатного месторождений выделяются по динамике добычи скважинной продукции в зависимости от безразмерного времени, т.е. отношения накопленной добычи газа к балансовым его запасам и представлены на рис. 1.1. I стадия - освоение эксплуатационного объекта - стадия нарастающей добычи - она характеризуется интенсивным ростом добычи до максимального заданного уровня, быстрым увеличением действующего фонда примерно до 60 - 80% от максимального, небольшой обводненностью продукции скважин . Продолжительность стадии составляет 4-5 лет. II стадия - поддержание высокого уровня добычи (характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи газа в течение 3 - 7 лет и более, ростом числа скважин до максимума за счет резервного фонда, отключением небольшой части скважин из-за обводнения . III стадия - значительное снижение добычи характеризуется резким снижением добычи скважинной продукции, уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения , переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ эксплуатации. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет в среднем 5 - 10 лет. IV стадия - завершающая. Она характеризуется медленно снижающимися темпами отбора скважинной продукции, более резким, чем на предыдущей стадии уменьшением действующего фонда скважин. Общий отбор за этот период составляет 10 - 20% балансовых запасов. Продолжительность последней стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки. Она составляет 15 - 20 лет и более и определяется пределом экономической рентабельности. В связи с тем, что разработка месторождений продолжается 30 и более лет, во время которой изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, способ эксплуатации скважин; к системе сбора и подготовки продукции предъявляются следующие требования: - герметизированный сбор и транспорт продукции добывающих скважин; -автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине; -подготовка скважинной продукции до норм товарной продукции, ее автоматический контроль и учет; -рациональное использование пластовой энергии для транспорта продукции; -надежность и полная автоматизация технологических установок; -изготовление основных узлов в блочном исполнении; -обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, эксплуатационным расходам, металлоемкости; -охрана недр и окружающей среды. 2. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВОсновной компонент природных газов – метан (до 98 %). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий. В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т. п. К неактивным соединениям – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозийное действие сероводорода и других кислых компонентов. Свойства газов определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав. Метан при обычных условиях, при атмосферном давлении и 20 °С, ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутан при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0,1 МПа и 0 °С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа – в капельном виде. В составе газов чисто газовых месторождений метана содержится значительно больше, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н6) или тяжелых (С3Н8+В) компонентов газы разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1 м3 менее 60 г. газового бензина, а жирным – более 60-70 г. бензина. Наличие воды в углеводородном газе связано с его контактированием с ней в пласте. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры пласта, а также от состава газа и минерализации воды. Различают равновесную и относительную влагоемкость газа. Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определенного состава газа, соответствует равновесной влагоемкости газа, характеризующейся понятием «точка росы», т.е. температурой, при которой газ становится насыщенным влагой при заданном давлении. Относительной влагоемкостью называют отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа к значению равновесной влагоемкости газа при тех же условиях. Большое научно-практическое значение имеет точность определения воды в газе, так как оно оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели установок подготовки газа к транспорту. Кроме того, присутствие в составе транспортируемого газа воды только в паровой фазе является одним из важнейших условий нормального функционирования газотранспортных систем. Из физических свойств газов можно отметить их относительную плотность, под которой понимается величина, показывающая, во сколько раз масса данного газа больше или меньше массы сухого воздуха при нормальных условиях. Плотность многих углеводородных газов больше плотности воздуха, поэтому они накапливаются в насосных помещениях, в колодцах и так далее. Это необходимо учитывать при обустройстве систем промыслового хозяйства. Углеводороды при определенных соотношениях с воздухом образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшее значение тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентрации углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает верхний. Пределы воспламеняемости с увеличением концентрации инертных газов в системе возрастают. Природный и нефтяной газы, являющиеся смесью различных веществ, в той или иной степени отклоняются от законов изменения состояния, выведенных для идеальных газов. Для определения степени отклонения сжимаемости пользуются коэффициентом сжимаемости Z и обобщенным газовым законом в виде уравнения Клайперона P ·V = Z ·M · R · T где Р – давление; V– объем газа; R - газовая постоянная; T– температура; M– масса газа. Для нефтяных газов значение Z изменяется в пределах от 0,3 до 1 и определяется по определенным формулам. С помощью коэффициента Z определяют объемы газа в различных условиях где – объем газа в нормальных условиях, м3. Теплотой сгорания газа называется количество тепла, выделяемого при полном сгорании 1 кг топлива. У нефтяных газов теплота сгорания колеблется в значительных пределах – от 12х106 до 48х106 Дж/кг. Кроме рассмотренных свойств, природные газы и нефти обладают еще рядом теплофизических свойств, например теплоемкостью, электризацией и другими, которые подробно изучаются в курсах физики и теплотехники. 2.4 Понятие о конденсатогазовом фактореКонденсатогазовый фактор (КГ Ф) – содержание газового конденсата в продукции газоконденсатных скважин, равное отношению объема насыщенного конденсата к объему газа сепарации. Измеряется в кубических см на кубометр (см³/м³), объем газа при этом приводится к стандартным условиям. Определяют КГФ по насыщенному и стабилизированному конденсату на начало разработки залежи (начальный КГФ устанавливается в результате исследований скважин на газоконденсатность) и на каждом ее этапе (текущий КГФ определяется по результатам исследования процесса дифференциальной конденсации). На КГФ влияет режим работы газоконденсатной залежи. В случае, когда пластовое давление превышает давление начала конденсации газоконденсатной смеси (т.е. не происходит выделения газового конденсата из пластового газа), КГФ остается постоянным при падении пластового давления в процессе разработки залежи. Если давление начала конденсации равно начальному пластовому давлению, то КГФ уменьшается при снижении пластового давления до величины давления максимальной конденсации, затем стабилизируется и далее несколько возрастает. В случае разработки залежи с поддержанием пластового давления КГФ не меняется. Значения КГФ зависят от содержания в пластовом газе высококипящих углеводородов C5H12+высш и могут достигать 1000 см3/м3. 3. Системы сбора и транспорта скважинной продукцииДобыча природного газа осуществляется лишь методом фонтанной эксплуатации скважин. 3.1 Понятия и основные данные о скважинах Скважина Для проведения разведочных работ, а также добычи жидких и газообразных полезных ископаемых в толще земной коры бурятся цилиндрические углубления небольшого диаметра и значительной длины, которые называются буровыми скважинами. Буровые скважины могут проводиться как с поверхности, так и из подземных горных выработок и иметь различные пространственные формы (линейные, спиральные) и направления (вверх, вниз, горизонтальное, наклонное). Целевое назначение скважины может быть различным. Скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки, разработки и эксплуатации газовых месторождений или залежей природного газа, подразделяются на следующие категории. Опорная скважина бурится для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. С помощью параметрических скважин изучают глубинное геологическое строение, делают сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявляют наиболее перспективные районы для детальных геологических работ, а также получают необходимые сведения о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований. Структурная скважина бурится с целью выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полученным в результате бурения данным устанавливают условия залегания, литологический состав и стратиграфию – положение изучаемых пластов в различных точках – и на этом основании строят геологические профили данной площади. Поисковая скважина бурится на площадях, подготовленных геологопоисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью открытия новых месторождений и выявления новых залежей на уже открытых месторождениях. Бурение разведочных скважин осуществляется на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления технологической схемы или проекта разработки залежи. С помощью эксплуатационных скважин разрабатываются и эксплуатируются залежи нефти и газа, а на подземных хранилищах газа – закачивают и отбирают газ. К категории эксплуатационных относятся добывающие, оценочные, нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические скважины. Оценочные предназначены для оценки коллекторов продуктивных горизонтов, нагнетательные –для закачки в продуктивные горизонты воды, газа, воздуха и других агентов; наблюдательные и пьезометрические скважины – для наблюдения за изменением уровня пластового давления, температуры, отбора проб газа и воды, при движении газоводяных и нефтеводяных контактов, а также для проведения геофизических исследований. К наблюдательным скважинам относятся, кроме того, геофизические и контрольные, предназначенные для вскрытия контрольного пласта при создании подземных хранилищ газа. К категории эксплуатационных относятся также скважины, предназначенные для термического воздействия на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей. . Специальная скважина бурится для сброса промысловых вод (поглотительная скважина), ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, разведки и добычи технических вод. К числу специальных относится резервная скважина, служащая для отбора газа из подземного хранилища в период пикового спроса на газ и для замены эксплуатационной при временном выходе ее из строя. Скважины, необходимые для эксплуатации месторождения, газового промысла и подземного хранилища газа, и все пробуренные образуют фонд скважин газодобывающего предприятия 3.4 Система размещения скважинСистема размещения скважин – площадное расположение забоев газовых скважин различного назначения для вскрытия ими продуктивной толщи. Это могут быть эксплуатационные, наблюдательные, специальные скважины и др. Система размещения разрабатывается на основе газогидродинамических расчетов и технико-экономического обоснования. Необходимо различать систему размещения устьев скважин на площади газоносности (кустовое размещение устьев скважин) и систему размещения их забоев. При существовавшей ранее системе строительства вертикальных скважин системы размещения устьев и забоев практически совпадали. Так, на сеноманских газовых месторождених Медвежье и Уренгойское в Западной Сибири минимальное расстояние между забоями скважин достигало 50...70 м, а расстояние между устьями скважин куста – 20 м. По мере освоения технологии наклонно направленного бурения из одного куста устьев скважин их забои могли отдаляться друг от друга до 1 км и более. В связи с этим в практике разработки месторождений природного газа принято различать размещение забоев скважин по продуктивной толще месторождения - систему разработки и размещение устьев скважин как систему сбора газа на промысле. Площадная система разработки забоя эксплуатационной газовой скважины представляет собой равномерные сетки (четырех-, трехугольные, рядные); неравномерные регулярные сетки с концентрацией забоев на определенных площадях (как правило, на наиболее продуктивных участках) в виде квадратных сеток, круговых батарей и др.; смешанные сетки. В общем случае тип площадной системы размещения и расстояние между скважинами устанавливаются на основании технико-экономического анализа различных вариантов. Система разработки устьев эксплуатационных газовых скважин на поверхности реализуется как равномерное (площадное) размещение для скважин с вертикальными стволами и концентрированное (кустовое) размещение для скважин с наклонно направленными стволами. |