Скважинная добыча и подземное хранение газа

1. Плотность газа: абсолютная и относительная.

Плотность газа является одной из его важнейших характеристик. Говоря о плотности газа, обычно имеют в виду его плотность при нормальных условиях (т. е. при температуре и давлении ). Кроме того, часто пользуются относительной плотностью газа, под которой подразумевают отношение плотности данного газа к плотности воздуха при тех же условиях. Легко видеть, что относительная плотность газа не зависит от условий, в которых он находится, так как, согласно законам газового состояния, объемы всех газов меняются при изменениях давления и температуры одинаково.

Абсолютная плотность газа — это масса 1 л газа при нормальных условиях. Обычно для газов её измеряют в г/л.

ρ = m_(газа) / V_(газа)

Если взять 1 моль газа, то тогда:

ρ = М / V_m,

а молярную массу газа можно найти, умножая плотность на молярный объём.

Относительная плотность D — это величина, которая показывает, во сколько раз газ Х тяжелее газа У. Её рассчитывают как отношение молярных масс газов Х и У:

D_поУ(Х) = М(Х) / М(У)

Часто для расчетов используют относительные плотности газов по водороду и по воздуху.

Относительная плотность газа Х по водороду:

D_{по H2} = M_{(газа Х)} / M_(H2) = M_{(газа Х)} / 2

Воздух — это смесь газов, поэтому для него можно рассчитать только среднюю молярную массу.

Её величина принята за 29 г/моль (исходя из примерного усреднённого состава).
Поэтому:
D_{по возд.} = М_{(газа Х)} / 29

2. Динамическая и кинематическая вязкость газа.

Вязкость газов (явление внутреннего трения) — это появление сил трения между слоями газа, движущимися друг относительно друга параллельно и с разными по величине скоростями.
Взаимодействие двух слоев газа рассматривается как процесс, в ходе которого от одного слоя к другому передается импульс.
Сила трения на единицу площади между двумя слоями газа, равная импульсу, передаваемому за секунду от слоя к слою через единицу площади, определяется законом Ньютона:

— градиент скорости в направлении перпендикулярном направлению движения слоев газа.
Знак минус указывает, что импульс переносится в направлении убывания скорости.
— динамическая вязкость.
, где
— плотность газа,
— средняя арифметическая скорость молекул,
— средняя длина свободного пробега молекул.

— кинематический коэффициент вязкости.

3. Критические параметры газа: Ткр, Ркр.

Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Приведенные параметры газа. Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических:

4. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.

Коэффициент сверхсжимаемости z реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального V_p и идеального V_и газов при одинаковых давлении и температуре: z= V_p / У_и. Коэффициент z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых V_пл и стандартных V_ст условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления Рпл, Па и температуры Т, К. Коэф. сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Для упрощения расчетов можно использовать выражение В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича, которое является аппроксимацией графиков Брауна:

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

5. Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.

Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в еди­нице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и 760мм.рт.ст.) и измеряется в r/м³ или кг/1000м³. Опр-ся расчетным путем. f = (масса содержащегося в воздухе водяного пара)/(объём влажного воздуха)

Относительная влажность W¯ - это отношение фактического со­держания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении.. Относительная влажность: φ = (абсолютная влажность)/(максимальная влажность). Относительная влажность обычно выражается в процентах. Эти величины связаны между собой следующим отношением: φ = (f× 100)/fmax.

Относительная влажность измеряется в долях единицы или в про­центах. Полное насыщение оценивается как 100%. Влагосодержание природного газа зависит от давления; температу­ры; состава газа; минерализации воды. В процессе эксплуатации место­рождений значения температур и давлений во всей цепочке технологи­ческого оборудования изменяются.

Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в га­зовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление Р_пл(t) падает. Следовательно, объем добываемой конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации за­лежи возрастает.

Влажность газа опр-ся по ф-ле: W =А/Р+ B, где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р-заданное давление, кгс/см²; В-коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А, В находят в специальной литературе.

6. Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.

Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Имя «клатраты» (от лат. clathratus — «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.

Основным условие для образования гидратов являются снижение температуры и повышение давления и наличие влаги. На их образование влияет состав газа. Сероводород и углекислый газ способствует образованию гидратов особенно сероводород, даже при незначительном содержании сероводорода повышается температура гидратообразования. Азот, углеводороды тяжелее бутана, а также минерализированная пластовая вода ухудшают условия образования гидратов.

Вероятность образования гидратов увеличивается с повышением давления и понижением температуры, так как повышается влагоемкость газа. В транспортируемом газе всегда присутствует определенное количество воды и если оно такого, что газ насыщается влагой, то при снижении температуры ниже «точки росы по воде», в газопроводе будут образовываться гидраты.

Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, химического состава газа и воды, свойств пористой среды и др. ^[4]

Морфология газогидратов весьма разнообразна. В настоящее время выделяют три основных типа кристаллов:

§ Массивные кристаллы. Формируются за счёт сорбции газа и воды на всей поверхности непрерывно растущего кристалла.

§ Вискерные кристаллы. Возникают при туннельной сорбции молекул к основанию растущего кристалла.

§ Гель-кристаллы. Образуются в объёме воды из растворённого в ней газа при достижении условий гидратообразования.

В пластах горных пород гидраты могут быть как распределены в виде микроскопических включений, так и образовывать крупные частицы, вплоть до протяжённых пластов многометровой толщины.

Благодаря своей клатратной структуре единичный объём газового гидрата может содержать до 160—180 объёмов чистого газа. Плотность гидрата ниже плотности воды и льда (для гидрата метана около 900 кг/м³).

При повышении температуры и уменьшении давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты. Разложение гидрата в замкнутом объёме либо в пористой среде (естественные условия) приводит к значительному повышению давления.

Кристаллогидраты обладают высоким электрическим сопротивлением, хорошо проводят звук, и практически непроницаемы для свободных молекул воды и газа. Для них характерна аномально низкая теплопроводность (для гидрата метана при 273 К в пять раз ниже, чем у льда).

Для описания термодинамических свойств гидратов в настоящее время широко используется теория Ван-дер-Ваальса (внук)— Платтеу ^[5]. Основные положения данной теории:

§ Решётка хозяина не деформируется в зависимости от степени заполнения молекулами-гостями либо от их вида.

§ В каждой молекулярной полости может находиться не более одной молекулы-гостя.

§ Взаимодействие молекул-гостей пренебрежимо мало.

§ К описанию применима статистическая физика.

Несмотря на успешное описание термодинамических характеристик, теория Ван-дер-Ваальса — Платтеу противоречит данным некоторых экспериментов. В частности, показано, что молекулы-гости способны определять как симметрию кристаллической решётки гидрата, так и последовательность фазовых переходов гидрата. Помимо того, обнаружено сильное воздействие гостей на молекулы-хозяева, вызывающее повышение наиболее вероятных частот собственных колебаний.

7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить.скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды. Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

· предупреждение образования гидратов;

· ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в газовых скважинах применяют следующие методы:

- устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

- непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

- применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;

- систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

- устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений:

- продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

- закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

- обогревом отдельных узлов и участков;

- вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

- устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

- систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

- регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

В настоящее время разработаны химические и тепловые способы предупреждения гидратообразования. Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.

8. Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.

В современной нефтегазодобывающей промышленности применяются различные конструкции устройств для обвязки обсадных колонн на устье скважины. Так, например, известна колонная головка для нефтяных и газовых скважин (Авт.св. СССР №480825, кл. Е 21 В 33/03, опубл. 15.08.75 г., бюл. №30), содержащая корпус и воротниковый фланец с размещенными в них радиально подпружиненными клиньями, при этом клинья, между которыми установлена пружина, расположены основаниями навстречу друг другу.

Недостатком данной конструкции является ее большая высота, что создает неудобства в процессе эксплуатации.

Наиболее близким к изобретению является устройство для обвязки обсадных колонн на устье скважины, включающее установленный на кондукторе фланец, имеющий отверстия под шпильки и канавку под герметизирующее кольцо для фланца превентора, размещенные над ним последовательно по высоте муфты, каждая из которых имеет резьбу для подвески колонных обсадных труб, концентрично расположенных внутри друг друга, и канавки под герметизирующие кольца, и установленную на верхней муфте фонтанную арматуру с фланцем. Устройство снабжено съемными центрирующими кольцами, размещенными над каждой из муфт, а фланец, установленный на кондукторе, выполнен с дополнительными отверстиями под шпильки и с дополнительной канавкой под герметизирующее кольцо для фланца фонтанной арматуры, причем дополнительная канавка фланца, установленного на кондукторе, и верхние канавки под герметизирующие кольца муфт в процессе бурения перекрыты центрирующими кольцами (Авт.св. СССР №1395801, кл. Е 21 В 33/03, опубл. 15.05.88 г., бюл. №18).

Известное устройство имеет следующие недостатки: уплотнение, разобщающее межтрубное пространство и атмосферу, обеспечивается только прокладками, что недостаточно надежно. Отвод из межтрубного пространства расположен между шпильками, что создает неудобства при монтаже колонны и снижает надежность, так как диаметр отвода оказывается недостаточен. Кроме того, вся конструкция стянута только одним комплектом шпилек, а давление межколонных пространств суммируется, что снижает безопасность конструкции.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков с одновременным уменьшением высоты колонной обвязки и повышением удобства в обслуживании.

Поставленная задача решается за счет того, что в устройстве для обвязки обсадных колонн на устье скважины, включающем установленный на кондукторе нижний корпус, имеющий отверстия под шпильки и канавку под герметизирующее кольцо, и муфту, имеющую резьбу для подвески колонны обсадных труб, нижний корпус снабжен кольцевой конической поверхностью, взаимодействующей с соответствующей ей конической поверхностью, выполненной на муфте, и канавками для установки уплотняющих манжет, выполненными на боковой внутренней поверхности нижнего корпуса, кроме того, в последнем на противоположных сторонах выполнены резьбовые отверстия под отводы межколонных пространств, муфта выполнена в виде кольца, нижняя наружная часть которого снабжена конусной поверхностью для взаимодействия с конической поверхностью нижнего корпуса, а верхняя часть снабжена пазами для сообщения отводов с межтрубным пространством, причем муфта размещена внутри нижнего корпуса под верхним корпусом, который имеет два концентрических ряда отверстий: внешний ряд отверстий выполнен сквозным под шпильки, соединяющие верхний и нижний корпуса, а внутренний ряд отверстий выполнен глухим под шпильки, соединяющие верхний корпус, например, с фланцем фонтанной арматуры или дополнительным корпусом, причем отверстия внутреннего ряда смещены относительно отверстий внешнего ряда на половину шага. Верхний корпус может быть выполнен с уступом. Количество резьбовых и сквозных отверстий выполнено одинаковым. Между верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры может быть установлен дополнительный корпус, который снабжен двумя фланцами с отверстиями для соединения с верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры, боковым резьбовым отверстием под дополнительный отвод межколонного пространства и внутренней конической поверхностью для взаимодействия с конической поверхностью дополнительного клиньевого трубодержателя, удерживающего дополнительную колонну труб.

Сущность изобретения заключается в том, что техническая колонна подвешивается на муфту, которая устанавливается в нижний корпус и центрируется по коническим поверхностям в корпусе и на муфте, отводы межтрубного пространства между кондуктором и технической колонной и между технической колонной и эксплуатационной выполнены в виде переходников, ввернутых одним концом в корпус на резьбу НКТ, а на другом конце имеется фланец, к которому крепится задвижка. Переходники расположены на противоположных сторонах корпуса. Верхняя часть корпуса входит в нижний корпус. В случае, если по условиям нефтедобычи требуется установка дополнительной колонны труб, между верхним корпусом и фланцем фонтанной арматуры устанавливают дополнительный корпус с дополнительным клиньевым трубодержателем и дополнительным отводом межтрубного пространства.

Совокупность вышеуказанных признаков обеспечивает достижение нового технического результата, заключающегося в одновременном уменьшении высоты колонной обвязки, улучшении условий эксплуатации и повышении удобства при монтаже колонны, надежности конструкции и ее безопасности. Кроме того, изобретение может использоваться для подвески и обвязки различного числа колонн.

9. Устройство фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

1. удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;

2. герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;

3. обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Рис. 2. Схема фонтанной арматуры.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.

Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе использования тройников и на базе крестовин.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Рис. 3. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

10. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

- промыслово-геофизические,

- дебито- и расходометрические,

- термодинамические

- гидродинамические.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются: - электрические свойства пород (электрокаротаж), - радиоактивные (радиоактивный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), - акустические (акустический каротаж), - механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости, что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

11. Измерение дебита газовых скважин.

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебеты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-замерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг oт друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике. После замера нефть направляется в сбор ный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

12. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

В процессе добычи газа скважины, шлейфы, сепараторы, теплооб­менники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.

Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях за­данных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляе­мых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию сква­жин и наземного оборудования.

Некоторые технологические режимы эксплуатации могут быть вы­ражены математическими формулами, другие основаны на определен­ных принципах ограничения дебита или забойного давления. Технологи­ческий режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных ха­рактеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от усло­вий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.

Обычно на каждую эксплуатационную скважину ежеквартально ус­танавливаются ряд параметров, т.е. технологический режим ее эксплуа­тации, который включает в себя: дебит скважины , дебит конденсата , пластовое давление , забойное давление , депрессию на пласт , устьевое давление , затрубное давление , устьевую температуру , дебит воды и т.д., всего свыше 20 параметров, включая конст­рукцию скважины и забоя. (При дебитах свыше I млн.м³/сут режим ут­верждается РАО " Газпром", при меньших дебитах - газодобывающим объединением).

Все перечисленные параметры могут быть изменены в следующем квартале в зависимости от задач разработки и эксплуатации месторож­дения, так как изменяются факторы, ограничивающие дебеты газовых скважин. Смена режима приводит к изменению числа скважин или из­менению общего отбора газа из месторождения.

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторож­дениях газ отбирают при следующих режимах:

1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины

(10.1)

Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах.

2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое

(10.2)

Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых. Дебит скважин в процессе разработки постоянно снижается за счет снижения и рассчитывается по уравнению

(10.4)

3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита

Режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы.

В этом случае должна постоянно повышаться депрессия на пласт, т.к. снижается . Забойное давление при этом режиме определяют по уравнению

(10.5)

При достижении начала разрушения коллектора необходимо сме­нить данный технологический режим на режим постоянной максималь­но-допустимой депрессии:

4. Режим постоянного забойного давления

(давление начала конденсации), (10.6)

при этом снижаются во времени Q и .

Дебит определяется выражением

(10.7)

Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с це­лью максимального извлечения конденсата.

5. Режимпостоянного устьевого давления

(10.8)

Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода экс­плуатации месторождения).

Со временем Q и снижаются. Дебит рассчитывается по уравнению

(10.9)

6. Режим предельного безводного дебита

(10.11)

q* - безразмерный предельный безводный дебит, находится по спе­циальным графикам.

При всех перечисленных режимах работы скважин представляется возможным определить во времени следующие параметры:

Для этого используются:

■ уравнение материального баланса;

■ уравнение притока газа;

■ барометрическая формула давления;

■ данные исследования скважин на приток;

■ данные обработки КВД, КСД;

■ данные газоконденсатных исследований.

13. Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ММП.

Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в процессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения следующие:
• образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков метров при диаметре 8—10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка;
• кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации;
• смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном пространстве; Смятие обсадных колонн происходит при восстановлении отрицательных темп-р в затрубном пространстве. Данное осложнение происходит вследствие растепления и восстановления отрицательных темп-р мерзлых пород в процессе бурения и эксплуатации. Восстановление отриц. Темп-р приствольной зоны может сопровождаться возникновением в скважине радиальных сминающих сил, напряжения которых превышают прочностные хар-ки труб. Природа сминающих сил опр-ся увеличением объема промывочной жидкости, оставшейся в затрубном пространстве, при восстановлении отрицательных темп-р в неработающих скв. Смятие обсадных труб в толще мерзлых пород происходит на кавернозном участке.

• смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн;
• смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении. Причиной появления этих искажений является относительно высокая температура отбираемого скважиной газа, который разогревает контактирующие со скважиной породы. Образование зоны положительных температур вокруг скважины вызывает растепление пород и появление воды. Очевидно, что механические свойства растепленных пород значительно отличаются от аналогичных свойств в их замерзшем состоянии, что в ряде случаев является причиной, осложняющей эксплуатацию скважин. Чаще всего эти осложнения приводят к некоторым смещениям устья скважины в пределах растепленной области с последующей стабилизацией ее положения. Когда диаметр и глубина зоны растепления велики, может происходить потеря устойчивости обсадной колонны

14. Задачи подземного хранения газа и виды подземных хранилищ.

Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Система подземного хранения газа выполняет следующие функции:

- регулирование сезонной неравномерности газопотребления;

- хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;

- регулирование неравномерности экспортных поставок газа;

- обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в ЕСГ(единая система газоснабж);

- Создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств при добыче или транспортировке газа.

Газовое хранилище представляет собой геологическую структуру или искусственный резервуар, используемый для хранения газа. Работа хранилища характеризуется двумя основными параметрами — объемным и мощностным. Первый характеризует емкость хранилища — активный и буферный объемы газа; второй показатель характеризует суточную производительность при отборе и закачке газа, продолжительность периода работы хранилища при максимальной производительности.

По режиму работы ПХГ подразделяются на базисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15 %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности. Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15 % суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии). Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным — хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках. По способам сооружения подземные хранилища бывают: 1.образованные в подземных водонасыщенных пористых пластах, а также в выработанных нефтяных или газовых месторождениях; 2.образованные в отложениях каменной соли методом размыва через буровые скважины; 3.создаваемые в прочных и плотных горных породах шахтным способом или в горных выработках отработанных рудников; 4. образованные подземными атомными взрывами; 5.сооружаемые в вечномерзлых породах; 6.подземные и заглубленные низкотемпературные хранилища с льдопородной оболочкой

15. Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.

Для строительства ПХГ в водоносных горизонтах необходимо, чтобы в одном месте присутствовали сразу все необходимые геологические факторы:

· подземная структура в виде свода (купола), покрытого газонепроницаемым слоем - кровлей пласта, имеющим достаточную протяжённость, чтобы обеспечить необходимую емкость хранилища;

· под куполом - коллектор, пласт породы для хранения газа, обладающей достаточными пористостью и проницаемостью, чтобы обеспечить желаемые емкость и продуктивность;

· комплекс непроницаемых пород - покрышку, закрывающую этот резервуар, чтобы исключить утечку газа вверх.

Для организации ПХГ используются относительно небольшие геологические структуры – площадью несколько квадратных километров и часто малоамплитудные. Очень многие используемые структуры имеют разницу высот дна и верхушки купола (амплитуду) всего 10–15 метров.

Принцип работы: Газ из магистрального трубопровода с помощью газомоторных компрессоров, газотурбинных установок или турбин с электроприводом закачивается под нужным давлением в водоносный пласт, лежащий между водонепроницаемыми кровлей и подошвой. Природный газ магистрального газопровода 1 по соединительному газопроводу 2 поступает на территорию станции подземного хранения газа 3. Очищается от пыли в пылеуловителях 4, сжимается в компрессорной станции 5. Затем очищается от паров масла в сепараторах 6, охлаждается в градирне 7, очищается от остатков масла на установке очистки 8 и поступает на газораспреде-лительный пункт 9. Здесь измеряется его расход по каждой скважине и производится распределение газа по эксплуатационным скважинам 10, через которые газ нагнетается в водоносный пласт 11.

Заполняя поры и трещины горной породы, газ вытесняет воду и скапливается в сводовой части структуры под непроницаемой покрышкой 15, образуя подземное хранилище. Часто в толще осадочных пород наблюдаются выклинивания пластов 16, литологические изменения 18 и другие аномалии. Все эти особенности имеют существенное значение для создания хранилища газа. Большие осложнения могут вызывать разрывные нарушения 20, через которые газ может просочиться из хранилища в вышезалегающие породы и даже прорываться на поверхность земли. За этим следят с помощью контрольных 21 и наблюдательных 22 скважин, вскрывающих основной 11 и контрольный 19 водоносные пласты.Газ, утекающий из основного пласта, накапливается в контрольном, иногда там образуется вторичная залежь 23. При отборе газ выходит из хранилища за счет пластового давления по шлейфам 12. Идет на газораспределительный пункт, где очищается от воды в сепараторах 13, измеряется и затем осушается в установке осушки 14, откуда подается в магистральный газопровод 1. Давления в скважинах всегда достаточно для того, чтобы при отборе обойтись без компрессоров.

В период создания, в первый эксплуатационный цикл, газ закачивается в нетронутый водоносный пласт, и начальный запас его в пласте равен нулю. На проектную мощность газохранилище выходит через пять и более циклов отбора-закачки с постепенным наращиванием запаса газа в пласте и процента отбора, при этом обычно растёт и проницаемость породы, и её эффективная пористость. Только через несколько лет после окончания строительства подземное хранилище газа выходит на стабильный режим циклической эксплуатации. За эти годы газоносный объем искусственной залежи приобретает свою окончательную форму, и потом её уже трудно изменить.

Цикл работы газохранилища, продолжительность которого обычно равна одному году, состоит из четырех этапов: · закачка газа, · простой – период между окончанием закачки и началом отбора, · отбор газа, · простой хранилища – период между окончанием отбора и началом следующей закачки.

На первом этапе производится закачка природного газа в пористый водоносный пласт. Сначала газ начинают закачивать в скважины, ближе всех расположенные к макушке купола. По мере того, как граница воды и газа опускается вниз, в работу включаются всё новые и новые скважины. Это делается для того, чтобы в теле газового " пузыря" не образовались мокрые пятна - островки породы, заполненные не ушедшей водой.

Следующий за закачкой этап – простой газохранилища. В это время газ и вода стремятся войти в равновесие: за счёт избыточного давления оставшегося от закачки и при неизменной массе газа внутри пласта, объем газовой области еще продолжает увеличиваться какое-то время, а давление уменьшаться, стремясь к пластовому. Вода, не ушедшая из области газа или оставшаяся в полузамкнутых порах, просачивается вниз или испаряется. Если бы этот процесс продолжался несколько лет, то газовая область с увеличением ее объема и уменьшением давления до пластового пришла бы в состояние равновесия с окружающей водой.

Далее начинается отбор газа. Технолог-оператор должен регулировать очерёдность включения и расход по каждой из включённых скважин таким образом, чтобы уровень воды повышался равномерно по всей площади ПХГ, чтобы не получилось прорывов воды в область газа и газовые пузыри не оказались изолированы внутри области воды. При этом уменьшается количество газа в газовой полости, уменьшается давление и объем газовой полости.

При простое между окончанием отбора и началом следующей закачки, вода продолжает вытеснять газ из полости, объем газовой области уменьшается, а давление увеличивается. Часть пузырей газа, которые во время отбора оказались изолированы в слое воды, прорываются к основной массе газа, граница газоводяного контакта выравнивается.

Два периода простоя нужны для того, чтобы система ПХГ улежалась и созрела - так проще переходить от закачки к отбору и наоборот. Но при малых объёмах закачки и отбора, когда ПХГ используется для сглаживания, допустим, недельных колебаний потребления, периоды простоя сводят к чисто символическому минимуму.

Процесс эксплуатации газовой залежи в основном контролируется путем измерения двух параметров – давления в подземном газохранилище и объема отбора и закачки газа. А вот точек отбора этих данных бывает много, до сотни эксплуатационных и контрольных скважин. Появление газа в контрольной скважине при закачке означает что хранилище заполнено до этого места. Появление воды в эксплуатационной скважине при отборе - что эту скважину уже пора закрывать, потому что вода поднялась до самой трубы.

Хранилища эксплуатируются при более напряженном режиме, чем природные залежи. Если на природных месторождении процессы происходят в основном монотонно, в течение нескольких месяцев отборы газа из залежей практически не изменяются, то в ПХГ они скоротечны. В течение нескольких дней отбор газа изменяется от максимального до нуля, а иногда сменяется и закачкой

16. Промывка песчаных пробок в газовых скважинах.

При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка. Разберем наиболее используемые способы.
Ø Прямая промывка скважины от песчаной пробки - процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.
Ø Скоростная прямая промывка - при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.
Ø Обратная промывка скважины - процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.
Ø Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)
Ø Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа - исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).
Ø Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.
Ø Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть - вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.
Ø Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.
Ø Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков - длительность процесса; возможность протирания экс.колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках - поршневые, во всех остальных случаях - автоматические.
Ø Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 - 3 метра и вновь ударяют долотом о поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость - в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка. Во избежание образования петель каната или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.