Разработка газовых (РГМ) и газоконденсатных месторождений (РГКМ). РГиРГКМ. Разработка газовых (ргм) и газоконденсатных месторождений (ргкм) Природный газ

• Название: Разработка газовых (ргм) и газоконденсатных месторождений (ргкм) Природный газ
• Анкор: Разработка газовых (РГМ) и газоконденсатных месторождений (РГКМ
• Дата: 05.01.2022
• Размер: 384 Kb.
• Имя файла: РГиРГКМ.ppt
• Тип: Документы; #324324

Разработка газовых (РГМ) и газоконденсатных месторождений (РГКМ)

Природный газ

В зависимости от преобладания в нефтяном и природном газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на :
Сухой (тощий)- природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
Жирный - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.


Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более, чем на 90%из метана.
К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза – конденсат.

Диаграмма фазовых соотношений газоконденсатной смеси

Газоконденсатными называются залежи природных газов, в которых при разработке наблюдается явление обратной (ретроградной) конденсации.
Оно состоит в том, что при некоторых относительно высоких значениях давления и температуры изотермическое снижение давления приводит не к испарению вещества, что мы обычно наблюдаем, а к его конденсации. Аналогичное явление возникает и при изобарическом уменьшении температуры: при некоторых условиях снижение температуры приводит к переходу вещества в газовую фазу.


В зоне /, ограниченной кривыми 1 и 3, наблюдаются явления обратной конденсации. В ней снижение давления сопровождается увеличением объема жидкой фазы.
Газоконденсатные залежи, состояние углеводородов в которых соответствует зоне /, называются насыщенными.
В зоне // углеводороды находятся в газовой фазе. Месторождения, относящиеся к этой зоне, именуются ненасыщенными.
Зона /// характеризует газообразное закритическое состояние, соответствующие ей залежи называются залежами закритического состояния.
К зоне IV относятся обычные газовые месторождения, к зоне V — чисто нефтяные, к зоне VI — газонефтяные. Наибольший коэффициент извлечения углеводородов из пласта происходит при отборе их в виде газа.


РГ и ГКМ — это совокупность работ, направленных на извлечение из залежи на поверхность газа и газового конденсата, сбор, учет и подготовку их для транспорта потребителю.

Отличия добычи газа от добычи нефти

Плотность и вязкость газа на 2-3 порядка меньше плотности и вязкости нефти
Скорость движения газа в стволе скважины в
5-25 раз больше скорости движения нефти
Извлечение газа происходит за счет пластовой энергии

Выбор системы РГМ зависит от:

Запасов газа и конденсата,
Начального пластового давления,
Геологического строения месторождения,
Активности пластовых вод,
Коллекторских свойств пласта,
Состава газа и конденсата,
Отраслевой экономики.

Карта изобар

Система РГМ и система обустройства промысла должны обеспечивать:

выполнение заданного плановыми органами уровня добычи газа, ценных компонентов и конденсата;
получение оптимальных технико-экономических показателей);
обеспечение максимальных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи;
соблюдение условий охраны недр и окружающей среды.

Система обустройства включает в себя подземное и поверхностное оборудование для :

сбора газа и конденсата, отделения конденсата, очистки газа от механических и других вредных примесей (СО2, N, H2S), осушки газа, компримирования подачи газа потребителю в магистральный газопровод.

Газо- и конденсатоотдача

О полноте извлечения газа и конденсата из залежей судят по коэффициентам газоотдачи и конденсатоотдачи.


Qизвл - объем извлеченного из пласта газа,
Qнач - начальные запасы
Qост - остаточные запасы газа в пласте


Для газового режима в связи с постоянством газонасыщенного порового объема коэффициент конечной газоотдачи определяется только начальным рн и конечным рк давлениями в пласте


zн; zK — коэффициенты сверхсжимаемости газа соответственно при начальном и конечном давлениях в пласте и при пластовой температуре.

Конечный коэффициент газоотдачи часто определяют по формуле А. И. Ширковского

α0 — начальная газонасыщенность пласта; т0 — пористость пласта

Коэффициент конденсатоотдачи

Газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются при режимах:
Газонапорном (β= 0,7 0,8 )
Водонапорном (β= 0,5 0,97)
β зависит от :
темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа (водой), коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, начального и конечного пластовых давлений и др.

Основные стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений(РГ и ГКМ)

Динамика показателей разработки газовой залежи

Q- добыча газа,
n-число скважин,
t-время
p/z-пластовое давление(р приведено с учетом z )


стадия нарастающей добычи, совпадающая с разбуриванием и обустройством месторождения


стадия постоянной добычи - за этот период отбирается более 60% запасов газа


стадия падающей добычи газа - по мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается .


В зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три стадии:
нарастающей добычи - стадия, совпадающая с разбуриванием и обустройством месторождения, постоянной добычи (за этот период отбирается более 60% запасов газа).
падающей добычи газа (по мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается ).


Стадии нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений.
В процессе разработки средних по запасам месторождений стадия постоянной добычи газа часто отсутствует.
При разработке незначительных но запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как стадия нарастающей, так и стадия постоянной добычи газа.

Периоды РГиГКМ делятся на:

Бескомпрессорный(в начале РГМ пластовое давление бывает обычно достаточным для транспортирования газа от скважин к установкам подготовки газа )
Компрессорный (по мере падения пластового давления Рпл наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции. )

При РГ и ГКМ применяют следующие способы ППД:

Закачка в пласт воздуха
Обратная закачка в пласт «тощего» газа (так называемый сайклинг-процесс или циклическая закачка)
Закачка воды (заводнение залежи.)

Закачка воздуха

малоэффективна, т.к. :
существенно удорожается стоимость компрессорных станций из-за большой степени сжатия существенные потери теплотворной способности добываемого газа (смешивание с воздухом).
процесс взрывоопасен и создаются условия для окислительных процессов.

Обратная закачка «тощего» газа

использование мощного компрессорного хозяйства и консервация «тощего» газа до момента перехода на разработку залежи без ППД.
Процесс вытеснения «жирного» газа «тощим» неустойчив и существенно зависит от степени неоднородности пласта; (для повышения эффективности процесса важно знать характеристику пласта и наилучшим образом размещать нагнетательные и дренирующие скважины).

Закачка воды

+
+ одновременная добыча газа и конденсата;
+ ликвидация компрессорного периода эксплуатации газоконденсатного месторождения;
+ постоянство высоких давлений добываемого газа, что важно для его подготовки к транспорту;
+ увеличение добычи конденсата постоянного состава и товарных свойств.


_
относительно низкая общая отдача углеводородов за счет остаточного газа в пласте и образования целиков газа и конденсата.

Гидратообразование

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты (кристаллогидраты).


Гидраты - неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.


Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия месторождений Сибири и Крайнего Севера создают благоприятные условия для образования гидратов.


Особое значение гидратообразование приобретает при добычи газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.
Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Расчет показателей РГМ

Определение показателей РГМ сводится к решению системы уравнений:

1. Уравнение материального баланса

Начальная масса газа в пласте равна сумме текущей (остаточной) массы газа в пласте и массы извлеченного газа
Мнач=Мост+Мдоб


Выражая массу через объем и плотность, имеем:
нн=tt+Qдобст (*)
н,t-начальная и текущая плотность газа в пластовых условиях;
н,t – газонасыщенный объём, начальный и текущий;
Qдоб- суммарное кол-во добытого газа, приведенное к стандартным условиям.


Плотность газа в пластовых условиях определяется по уравнению состояния реального газа:


Подставив оба выражения в (*) и решив его относительно Pt/zt, получим выражение для определения текущего средневзвешенного пластового давления в зависимости от отбора газа при водонапорном режиме:
t=н-Qв(t)
Qв(t)-объём вторгшейся воды в залежь


При газовом режиме Qв(t)=0 и текущее средневзвешенное пластовое давление определяется выражением т.е. падение давления при газовом режиме прямо пропорционально суммарному отбору газа.
Qдоб = Q (t)= ∫ Q(t)dt — суммарный отбор газа, приведенный к пластовой температуре и атмосферному давлению, к моменту времени t.

2. Уравнение связи расхода газа по скважинам с общим отбором газа из залежи

Q(t) = nq
n-необходимое для обеспечения заданного отбора газа число «средних» скважин.

3. Уравнение технологического режима эксплуатации скважины, которое для случая постоянной депрессии ∆р записывается в виде

Δp=pк(t) – pс(t)= С=const

4. уравнение притока газа к забою скважин

pк2 (t)- pс2 (t) =Aq (t) +Bq2(t)
где q(t)- дебит средней скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре;
рс(t) и pK(t) – соответственно забойное давление и давление на контуре залежи, которое в каждый момент времени мало отличается от средневзвешенного пластового давления;
А,В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений( по данным исследований)

5.Уравнение движения газа по стволу скважины

pс2 (t)- pу2 (t)е2S =θq2
е2S— величина, учитывающая вес столба газа в скважине,
θ — гидравлические сопротивления движению газа в стволе скважины

6. Уравнения движения газа от скважины до пункта сбора и подготовки газа или до промыслового коллектора.

Это уравнение зависит от геометрии газосборной сети. Скважины подключены к пункту сбора и подготовки газа индивидуальными трубопроводами — шлейфами
pу2 - pшт2 =Вшлq2
ршт — давление перед штуцером, Па;
Вшл — гидравлическое сопротивление шлейфа;
q — расход газа, мл/с.

Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа: / — корпус насадки; 2 — шпиндель; 3 — заглушка; 4 — втулка; 5 — сменная насадка

Также необходимо учитывать:

Перепад давления на штуцере
Характер движения газа от штуцера до приема дожимной компрессорной станции (ДКС)
Необходимую мощность ДКС

Условия отбора газа из скважины:

рс = const - если скважина эксплуатируется без штуцера и газ подается в систему с постоянным давлением
q =const – при этом необходимо
Период падающей добычи наступает тогда, когда рс или Δр достигает нежелательных или недопустимых значений. В это время необходим новый технологический режим.