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 ] 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284

Покрышка

Кровля коллектора

• ПЕСОК . . КОЛЛЕКТОРА

Фонтанные трубы Раствор

Разъединителы1ый переходник Обсадная колонна 7* (178 мм)

Седло для пробки Скважина 8" 3/4 (222 мм)

Пакер (уплотнение колыввое)

Колокол

Соединение левое Фильтр

Скважина 8* 1/4 (159 мм) (открытый забой)

Устройство разъединения

Соедм

•гладкое

Пакер пластовый

Седло для пробки

Фильтр

Башмак сифона Выступы крепления

Забой скважины

Оборудование забоя эксплуатационной скважины с фильтрами (случай коллектора с двумя горизонтами)

3.2.4.2. Наземное оборудование

Его роль обеспечить главным образом:

- транспорт газа между скважинами и центральной станцией (газосборная сеть заглублена);

- обработка извлеченного газа:

• удаление воды, добываемой некоторыми скважинами (сепараторы располагаются на площадках скважин и/или на центральной станции);

• осушка газа: колонны гликолевой осушки на центральной станции; для того чтобы предупредить образование гидратов в сборном коллекторе, вводят метанол на устье сква-жлн (см. § 2.4.6.);

• удаление сероводорода; образование сероводорода в подземных коллекторах может быть р!взультатом гидролиза или разложения сернистых соединений нагнетаемого газа (одоризация), бактериального восстановления пород, содержащих сульфаты (бактерицидная обработка коллектора при закачке исключила добычу HzS в Люссанете), или восстановление пиритов, присутствующих в пластах-коллекторах.

Установки обессеривания представляют собой или колонны диэтаноламиновой очистки для газа, не содержащего СОг, или установки с активированным углем;

• фильтрование газа, чтобы удалить мелкие твердые частицы, которые могут быть пропущены в некоторых случаях забойными фильтрами (см. § 2.4.5.);

• другие обработки в соответствии с особенностями посторонних примесей, если подземные хранили1ца созданы в старых нефтяных месторождениях (углеводороды и т.д.);

• контроль запаха и возможная одоризация;

- сжатие: для технического расчета компрессоров необходимо знать возможности пластового коллектора и как они будут использованы и тем самым, режим пластового давления, опре-де-ленный для различных сценариев использования, рассмотренных на имитационных моделях, так же как и режим давления в сети (закачка-отбор);

- учет (площадка учета):

• на каждой площадке скважин на выходе из сепаратора (учет по скважинам);

• централизованный на станции после осушки (общий учет);

- замеры давлений и температур на устье скважин для того, чтоб контролировать состояние скважин и коллектора.

3.2.5. Общие соображения по эксплуатации хранилищ

Эксплуатация хранилища включает, с одной стороны, операции по наблюдению и контролю за собственно пластовым резервуаром и окружающим его пространством и, с другой стороны, уход и содержание в порядке забойного и поверхностного оборудования для того, чтобы хранилище могло обеспечить с полной надежностью все функции, для которых оно было разработано.

Осуществляются контроль и поддержание в порядке подземных комплексов (пластовый резер-вуаэ и скважины).

3.2.5.1. Контроль

3.2.5.1.1. Обычные наблюдения

Скважины, числом в несколько десятков, размещаются на поверхности в несколько квадратных километров. Периодическая проверка осуществляется на всех скважинах для того, чтобы обн)ару-жить в них любые отклонения и осуществить необходимые мероприятия (наиболее часто давление на устье).

3.2.5.1.2. Распространение газового пузыря

Наблюдение за распространением газового пузыря производится особенно тщательно во время закачки газа:

- замерами давления в контрольных скважинах, открытых в пластовом резервуаре; любое резкое увеличение давления на устье вызывается появлением газа;

- замерами границы раздела врда-газ в контрольных скважинах;

- нейтральными методами в контрольных скважинах.

Используя эту информацию, оценивается с особым вниманием продвижение головного фронта, особенно в критических направлениях. Если он слишком приблизился к высоте ловушки, необходимо замедлить или даже остановить закач! газа

3.2.5.1.3. Потенциал резервуара: давление в недрах газового пузыря; продуктивность скважин

В первом приближении считают, что давление (Р в недрах газового пузыря одинаково (ввиду небольшой вязкости газа).

Его величина определяется с помощью замеров, произведенных на скважинах:

- наиболее часто путем регулярного определения давления на устье остановленных скважин; забойное давление (равное среднему давлению в недрах газового пузыря, так как дебит равен нулю) рассчитывается с помощью уравнения равновесия:

и уравнения состояния газа:

- = RZT; Р

- непосредственных замеров глубинным манометром, автономно спущенном на кабеле (механическом, например Амерада, или электрическом) на забой скважины, или каротажным зондом;

- если все скважины находятся в стадии добычи или закачки, замеры давления на устье позволяют определить приближенное значение среднего давления в газовом объеме, учитывая, с одной стороны, потери давления в скважине, и, с другой стороны, потери давления в пласте в призабойной зоне.

3.2.5.1.3.1. Потери давления в призабойной зоне скважины, продуктивность скважины

Скорости движения газа в пористой среде вблизи эксплуатационных скважин значительны, и они приводят к потерям давления в призабойной зоне, равным при отборе, разности между давлением в газовом объеме (Р и давлением на забое скважины, или забойным давлением (Р.).

Зависимость между Рщ, и Р, записывается в виде:

= AQ + BQ

Q - дебит скважины, выраженный для нормальных условий по температуре и давлению.

Коэффициент продуктивности скважины определяется по соотношению:

ил г

A-t-BQ.

Примечание:

В нефтяной промышленности коэффициент продуктивности сквах(ины определяется:

пл г

Коэффициенты А и В определяются экспериментально: в невозмущенном пласте осуществляют установившиеся отборы с постоянными дебита-ми, ожидая для каждого из них стабилизацию забойного давления; используя экспериментальные значения Q и Р„ полученные таким образом, определяют (методом наименьших квадратов) значения коэффициентов А и В. 3.2.5.1.3.2. Потери давления в скважине

Точный расчет изменения давления и температуры газа в эксплуатационной скважине осуществляют с помощью относительно сложных программ, учитываю1цих теплообмен между потоком газа и породами.

Некоторые гипотезы - адиабатическое течение (высокий дебит), изотермическое течение (низкий дебит), температура потока газа получается путем линейной интерполяции между забойной температурой (равной температуре на глубине пласта при отборе) и температурой на устье (замеренной) -значительно упрощают расчеты (использование возможностей миниЭВМ).

На участке скважины, имеющем одинаковые геометрические характеристики, соотношение, свя-зывающее величины давлений на концах (з -внизу и у - вверху), будет:

Pi = ЕР+ (Е-1) •F•Q

= вхр6,843 • lOi

10--cosv

F = л-5,41 Ю-" - (zT)

cosv DA P„Py-давление (бар); do - плотность газ/воздух; Q - дебит (мЗ (н) • ч-); г - средний коэффициент сжимаемости газа;

Т - средняя температура газа (К); V - угол между вертикалью и осью скважины (°); L - длина участка (м); 4А

D = -р- гидравлический диаметр (м);

А - проходное сечение (м; Р - омываемый периметр (м)

(для круглого канала шдравлический диаметр -это внутренний диаметр; при течении в кольцевом пространстве между наружным диаметром (D) внутренней трубы и внутренним диаметром внешней трубы (Dz): D > Dz - Di); Л -+1: течение 3- у (отбор)

-1: течение у-з (закачка); X - средний коэффициент шдравлического сопротивлвния

2.51

{Re-Л 3.71

Формула D Колбрука,

где:

е - шероховатое» стенки (м);

Re = 3,59 • 10--д- (число Рейнольдса);

ц - динамичес вязкость газа (мПа)

(порядок величины X: 1.5 • 10 - 2 • Qг.

3.2.5.1.3.3. Продуктивность скважины и приток воды

Основным следствием появления воды в продукции скважины является снижение ее продуктивности, в самом деле потери давления в призабойной зоне и скважине в этом случав значительно возрастают (двухфазное течение).

Если в резервуаре с хорошо выраженной структурой вода появляется в скважинах только после отбора значительного количества полезного объема, то далеко не то же самое будет в случав резервуара со слабо выраженной структурой или небольшой толщиной газового пузыря.

Снижение давления в призабойной зоне в процессе отбора изменяет положение контакта вода-газ; он образует конус воды (water-coning), который, начиная с некоторой предельной величины дебита, названной критическим дебитом, достигает забоя скважины. Продукция скважины становится двухфазной.

3.2.5.1.3.4. Продуктивность скважин и вынос песка

При отборе газа в резервуарах песчаных или образованных из мелкозернистых слабо сцементированных песчаников наиболее мелкие частицы песка увлекаются продукцией.

Чтобы предотвратить любое появление песка в продукции, забой скважины в зоне пласта-резервуара оборудуется фильтрами, они играют двойную роль: закрепить открытый ствол и обеспечить фильтрацию через естественный фильтрующий массив. Наиболее крупные частицы песка или искусственный фильтрующий слой (фильтры с двойными стенками, содержащие искусственные фильтрующие элементы или также крупнозернистый песок, закачанный между фильтром и открытым стволом: "gravel-pack или "aquapack") увеличивают эффективность щелей фильтров.

Существует максимальный дебит, при превышении которого фильтры не могут эффективно выполнять свою роль и рискуют бьпъ испорченными. Этот дебит определяется спецификацией изготовителя максимальным значением скорости течения в щелях.

3.2.5.2. Ремонт скважин

3.2.5.2.1. Легкий ремонт

3.2.5.2.1.1. Работа на кабеле ("wire-line")

Эта техника состоит в проведении работ в скважине под давлением различными инструмен-