Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 [ 150 ] 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

4.2.6

Анализ эксплуатации скважин С водо- и пескопроявлениями

в период промышленной разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения рабочие депрессии на пласт в некоторых случаях составляли 0,5 - 0,6 МПа, дебиты скважин превышали 1,5 млн. MVcyr, поддерживались условия для выноса с забоя жидкости и механических примесей (песка), при этом не происходило разрушения призабойной зоны и выноса песка из скважин.

Последние годы во многих скважинах происходит разрушение призабойной зоны скважин при рабочих депрессиях на пласт 0,1-0,2 МПа. Отрицательное влияние песка на работу скважин прсявляется за счет накопления песка в интервале перфорации на забое скважин, в технологических трубопроводах и аппаратах, абразивном разрушении скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа, в создании аварийных ситуаций.

За 12 мес 1995 г., например, при проведении ежегодных ревизий аппаратов осушки газа и разделителей Е-310 из них было извлечено в общей сложности более 118 т песка.

Наличие в потоке транспортируемого газа песка и жидкости приводит к повышенному износу фасонных деталей трубопроводов. За 12 мес 1995 г. наблюдалось десять случаев отказов газопромыслового оборудования по причине эрозионного износа запорной арматуры и фасонных деталей обвязки (проедание отводов, задвижек, термокарманов - на УКПГ-1, 8, 7, 10).

Разрушение призабойной зоны пласта в первую очередь связывают с поступлением в пласт конденсационной или пластовой воды. Вода, поступающая в пласт за счет обратной фильтрации, ослабляет существующие механические связи между частицами песка, скелет пласта разрушается, а песок выносится потоком газа из пласта в скважину.

НТЦ ПО "Уренгойгазпром" в 1995-1996 гг. проведены исследовательские работы.

Основные выводы этих работ:

увеличение влагонасыщенности призабойной зоны скважины снижает прочностные свойства породы;

устойчивость коллектора призабойной зоны нарушается независимо от природы выносимой воды (остаточная, конденсационная, пластовая, техногенная);

устойчивость коллектора зависит от продолжительности воздействия воды на породу;

по обводненным скважинам разрушение коллектора происходит при самых минимальных депрессиях (менее 0,1 МПа).

Постоянный, индивидуально подобранный режим (когда в пласте все стабилизируется) является условием работы скважины без разрушения призабойной зоны.

Аналогичный вывод о выносе песка в течение первых нескольких часов после выхода на очередной режим эксплуатации делают авторы одной из работ по исследованиям скважин хадумского горизонта Северо-Ставро-

польского месторождения, объясняя это образованием в пласте каверны, т.е. увеличением поверхности фильтрации и уменьшением градиента давления на частицы породы, прилегающие к стволу скважины.

Смена режимов работы скважин приводит также к процессу обратной фильтрации в пласт жидкости, скапливающейся на забое и в стволе скважины, которая увлажняет породу и способствует ее разрушению.

С другой стороны, сами коллекторы сеноманской залежи Уренгойского месторождения характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, обусловливающими низкие прочностные качества. Интервалы перфорации всех скважин, в которых проведены специальные газогидродинамические исследования, вскрывают наряду с "просто" коллекторами "суперколлекторы", т.е. колекторы с наиболее высокими значениями коэффициентов пористости, газонасыщенности и проницаемости. Именно "суперколлекторы" в условиях сеноманской залежи, когда все скважины выносят воду, наиболее подвержены разрушению.

Геофизические исследования показали, что в этих скважинах движение флюидов осуществляется в основном из "суперколлекторов" интервала перфорации или выше (ниже) его.

Поэтому проблема выноса песка далее будет еще более актуальной и, видимо, должна решаться с помощью технических средств.

Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геолого-промысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд.

4.2.7

Рекомендации по усовершенствованию технологии ПОДГОТОВКИ газа к транспорту

Специалистами ВНИИГАЗа разработаны технические решения, направленные на повышение эффективности работы УКПГ в заключительный период разработки месторождений с учетом влияния размещения ДКС на показатели.

Повышение надежности работы ДКС. С размещением ДКС перед установками осушки газа возникает необходимость в защите агрегатов от попадания в них механических примесей и минеральных солей. Рекомендуется осуществлять промывку газа во входном сепараторе ДКС. В качестве орошения целесообразно использовать водный конденсат, получаемый в блоке регенерации гликоля. Для реализации этого предложения не требуется разработки нового оборудования, так как имеются сепараторы с массообменными секциями (разработка ДАО "ЦКБН").

Осушка газа при низких температурах контакта. На основании опыт-

ных и опытно-промышленных исследований установлены преимущества процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Из них можно указать следующие:

возможность увеличения пропускной способности УАОГ, что особенно важно в зимний период, когда увеличивается потребность в газе;

уменьшение количества воды, поглощаемой из газа гликолем, что снижает затраты на регенерацию насыщенного раствора;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа концентрацией не более 90 - 97 % (массовая доля). Следовательно, отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под глубоким вакуумом. Это в свою очередь позволит свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение потерь гликоля за счет капельного уноса (несколько граммов на 1000 м газа). Потери гликоля за счет растворимости в газовой фазе при низких температурах контакта снизятся в несколько раз;

при низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа до точки росы минус 20 °С и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40 - 93;

сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся в газотранспортной системе и т.д.

В зависимости от режима эксплуатации систем добычи и сбора газа технология осушки газа при низких температурах контакта может осуществляться по двум вариантам.

Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании газа раствором метанола. Этот вариант предусматривает подачу в АВО раствора метанола для предотвращения гидратообразования в системе.

Второй вариант рекомендуется применять в случае отсутствия в системе сбора газа условий гидратообразования, т.е. когда сырьевой газ не содержит пары метанола. В этом варианте для предотвращения гидратообразования в АВО подается раствор ДЭГа. Такой вариант может быть реализован по схемам, приведенным на рис. 4.14 и 4.15.

Принципиальная технологическая схема рекомендуемого варианта подготовки газа к транспорту

В обоих вариантах предполагается охлаждать газ с использованием АВО в зимний период до температур -1-5...-1-10 °С и ниже, далее подавать газ на доосушку по существующей схеме.

Реализация схемы по рис. 4.14 может быть осуществлена только при решении вопроса о равномерном распределении раствора гликоля в потоке газа на входе в АВО.

Технологическая схема, приведенная на рис. 4.15 (предложение ПО "Уренгойгазпром"), в настоящее время реализуется на УКПГ-3. Суть этого варианта сводится к тому, что за счет контактирования с насыщенным раствором ДЭГа производится предварительная осушка газа. Обозначим остаточное влагосодержание газа на выходе из фильтра В,. В этом случае