Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
Введение …………………………………………………………………стр. 6-7
1 Технико-технологический раздел………………………………………стр. 9-24
месторождений ………………………………………………………….стр. 11-16
2 Расчетно-практический раздел………………………………………...стр. 26-29
2.1 Подсчет запасов газовой залежи……………………………………стр. 26
2.2 Расчет дебита газовой скважины………………………………..стр. 27-29
Заключение………………………………………………………………..стр. 31
Список литературы……………………………………………………....стр. 32
ВВЕДЕНИЕ
Газодобывающая промышленность является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. Колоссальные разведанные природные запасы обеспечивают стране ведущие позиции в мире по объему производства углеводородного сырья и сопутствующих компонентов.
В истории развития отечественной газовой промышленности важную роль сыграли два обстоятельства.
Во-первых, плановая система ведения народного хозяйства в советский период времени. При всех ее недостатках эта система задавала высокий темп роста производства в базовых отраслях экономики. Газовая промышленность современной России была создана после окончания второй мировой войны. Если в первые годы в СССР добывалось лишь несколько млрд. м3 газа в год, то в настоящее время годовая добыча газа только в России превышает 500 млрд. м3.
Во-вторых, быстрое развитие фундаментальных и прикладных научных исследований в стране. Еще задолго до выделения газовой промышленности в самостоятельную отрасль в стране формировался научный подход к добыче газа трудами И.Н. Стрижова, И.Е. Ходановича и других специалистов. Появление теории пластовых фильтрационных процессов, как основы научной разработки месторождений природных газов, связано с именами выдающихся отечественных ученых, в первую очередь Л.С. Лейбензона, а также Б.Б. Лапука, В.П. Савченко, А.Л. Козлова, Н.М. Николаевского. Важную роль в развитии теории разработки сыграли исследования Е.М. Минского, А.А. Ханина, А.С. Велитковского, Ю.П. Коротаева, Ф.А. Требина, И.А. Чарного.
На основе результатов фундаментальных экспериментальных исследований и математического моделирования были созданы новые научные дисциплины – термогидродинамика пластовых процессов, физика нефтяного и газового пласта и другие.
К настоящему времени в России созданы современные теоретические основы и накоплена огромная практика разработки газовых и газоконденсатных месторож-
дений. Разнообразнейшие условия залегания продуктивных отложений, большая разбросанность газовых и газоконденсатных месторождений по территориям с различными природно-климатическими условиями делают опыт работы наших специалистов по добыче газа и результаты научных исследований ученых отрасли весьма ценными для выбора стратегии дальнейшего роста добычи газа за счет освоения новых сложных объектов разработки.
1технико-технологический раздел
1.1 Классификация природных газов по составу и
свойствам
Первая классификация природных газов была дана В.И. Верданским (1912). По морфологии им выделены две группы: 1) газы в свободном состоянии; 2) жидкие и твердые растворы газов. В первую группу включены: а) газы атмосферы; б) газы, содержащиеся в порах горных пород; в) газовые струи; г) газовые испарения. Ко второй группе отнесены газы: а) морей, океанов и различных водоисточников; б) адсорбированные горными породами и минералами. По химическому составу и условиям нахождения выделены три группы газов: 1) земной поверхности; 2) связанные с высокой температурой; 3) проникающие в земную кору. В последней группе выделены газы: а) атмосферы и б) тектонических струй. Газы тектонических струй по химическому составу В.И. Верданским подразделены на азотные, углекислые, метановые и водородные.
И.М. Губкин (1932) подразделил природные газы Апшерона на метановые, азотно-метановые, углекисло-азотисто-метановые, азотистые и углекислые. По содержанию главного компонента (метана) и двух основных примесей (азота и углекислоты) газы территории образуют непрерывный ряд от метановых до азотных и углекислых. В.А. Соколов (1932) по химическому составу выделил три основных типа газов: 1) углеводородные, 2) углекислые и 3) азотные.
Генетическое направление в классификации В.И. Верданского в дальнейшем было развито В.В. Белоусовым. Все газы он разделил на четыре типа: биохимического, воздушного, химического и радиоактивного происхождения. А.Л. Козлов по генезису выделил еще одну группу газов – газы ядерных реакций.
И.В. Высоцкий предложил в своей классификации различать газы, формирующиеся в земной коре, циркуляционные и реликтивные (космические), определяя для них исходный материал, характер газообразующих процессов, формы нахождения или проявления и химический состав.
Поскольку генетически чистые скопления газов в природе не встречаются, М.И. Суббота предложил выделить газовые ассоциации: 1) газы преимущественно биохимического происхождения, 2) газы преимущественно метаморфического про-
исхождения и 3) газы преимущественно радиоактивного происхождения.
В предложенной Н.А. Еременко и С.П. Максимовым классификации, которая охватывает наиболее часто встречающиеся в природе газы, выделено десять классов газа: 1 – углеводородные, 2 – углеводородно-углекисло-азотные, 3 – углеводородно-азотные, тные, 4 – углеводородно-углекислые, 5 – азотные (воздушные), 6 – азотно-углеводородно-углекислые, 7 – азотно-углекислые, 8 – углекислые, 9 0 углекисло-углеводородные, 10 – равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные.
К.П. Флоренский разработал диагностическую классификацию, основанную на характерных отношениях между газовыми компонентами, позволяющими, по его мнению, определить условия газообразования. По величине отношения гелия к аргону природные газы им подразделены на три основные группы – современные, смешанные и древние.
Наиболее полная классификация природных газов, основанная на обобщении большого фактического материала, предложена В.А. Соколовым в 1956 г. и дополнена им в 1971 г. Эта классификация составлена с учетом условий нахождения, химического состава и генезиса газов. По условиям залегания выделены газы атмосферы, земной поверхности, осадочных пород, океанов и морей, метаморфических пород, магматических пород, вулканические и космоса. В группу газов осадочных пород, изучению которых посвящена настоящая работа, входят следующие газы: нефтяных, газовых, угольных месторождений, а также пластовых вод и рассеянные. По генезису различаются газы биохимического, химического, радиогенного и радиационно-химического происхождения. Для каждой группы газов определены состав и место развития их в земной коре.
Близка к классификации В.А. Соколова и схема А.И. Кравцова (1957). Главные типы природных газов А.И. Кравцов выделял, основываясь на геологических и геохимических условиях образования природных газов и их химическом составе.
Схемы классификации природных газов, касающиеся главным образом углеводородной части, предложены К.П. Кофановым, В.Ф. Никоновым, И.С. Старобинцем и др. Так, К.П. Кофанов подразделяет природные газы по содержанию в них этана и пропана. По соотношению метана и его гомологов выделены сухие газы с содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) от нуля до 5%, полужирные –
6-15%, жирные – 16-25%, высокожирные – более 25%.
По соотношению ТУ различаются три подтипа газов: 1) этановый, 2) пропан
(бутан)-этановый, 3) бутан-пропановый. Эта классификация была использована в дальнейшем многими исследователями при районировании территорий на газоносные и нефтеносные области. По условиям нахождения газы осадочных толщ В.И. Ермаковым подразделены на газы: 1) сорбированные породами; 2) растворенные в подземных водах; 3) растворенные в нефти; 4) образующие свободные скопления.
Е.В. Стадником предложена классификация газов нефтегазоносных бассейнов по условиям залегания и связи их с породами и флюидами. По условиям залегания выделяются газы, рассеянные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в залежах. Однако разделение газов по условиям фазового состояния на рассеянные в породах, растворенные в подземных водах (или нефтях) и заключенные в залежах (свободные газы) является довольно условным. При изменении термодинамической обстановки и особенностей залегания вмещающих пород газы из одного фазового состояния могут переходить в другое.
1.2 Режимы разработки газовых и газоконденсатных
месторождений
Газовые месторождения
Динамика проектных и фактических отборов газа из недр месторождения определяется конкретными геолого-промысловыми и региональными особенностями объекта разработки. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляет себя в залежи либо газовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим встречается относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется внешняя по отношению к пласту вода.
Газовый режим
Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии природного газа. Естественно, что падение давления в поровом простран-
стве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.
Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления представляет собой гипотезу прямоугольного треугольника с катетами и . Здесь – текущее пластовое давление, - текущее значение коэффициента сжимаемости пластового газа, - текущий накопленный отбор газа, – начальные суммарные запасы газа в залежи.
С.Н. Закиров и Б.Б. Лапук отмечали, что прямолинейность зависимости от в рассматриваемых координатах является необходимым, но недостаточным условием проявления газового режима. Из опыта разработки газовых месторождений следует, что в ряде случаев указанная зависимость может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. Прямолинейность зависимости может быть в этом случае вызвана изменением темпа отбора газа, как показали своими исследованиями Ф.А. Требин и В.В. Савченко.
Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости , построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при
данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.
С другой стороны, стоит отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.
Водонапорный режим
Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.
П.Т. Шмыгля справедливо квалифицирует упруговодонапорный режим как наиболее общее проявление внешнего источника энергии разрабатываемого пласта. При таком понимании выделяемый иногда жестководонапорный режим является лишь частным случаем упруговодонапорного режима, поскольку изменение темпов отбора газа из залежи немедленно вызывает проявление упругой составляющей в балансе сил, обеспечивающих фильтрацию флюидов.
Наиболее ранним признаком поступления в залежь воды является понижение уровня в пьезометрических скважинах, пробуренных на водоносный пласт или в законтурную область пласта-коллектора, являющуюся ближайшей к залежи частью водонапорного бассейна. Чем больше фонд пьезометрических скважин, тем точнее можно оценить текущий объем внедрившейся в газонасыщенную зону воды.
Источником дополнительной информации о режиме работы газоносного пласта являются также данные геофизических исследований скважин, а именно данные о подъеме ГВК (ГНК).
Далее свидетельством поступления в залежь воды могут быть промысловые
данные по обводнению продукции скважины. Эти данные включают как результаты контроля за содержанием воды в продукции скважин, так и результаты химического анализа попутной воды (по динамике содержания, например, ионов хлора). Располагая информацией о составе подошвенной и законтурной воды, можно су-
дить как о фактах внедрения этих вод в газонасыщенную область, так и о количестве поступающей воды, если систематически контролировать состав попутной воды добывающих скважин, начиная с периферийных.
При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.
Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление сначала падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом порового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Как пишет С.Н. Закиров, складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.
Месторождения газоконденсатного типа
В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов – газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы добычи и газа, и, особенно, конденсата.
Разработка на истощение
Газоконденсатные залежи в их начальном, на момент открытия, состоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающими обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с относительно низкими
(8-10) и очень высокими (до 150-180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газоконденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30-60 МПа. В отечественной газопромысловой практике разработка газоконденсатных месторождений осуществ-
лялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторождения, как и при разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуатации; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий период. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае приходится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводородные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12-15% объема пор), намного меньшей порога гидродинамической подвижности (40-60%).
Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истощения сопровождается массообменными явлениями в углеводородонасыщенном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15-20 МПа) состав отбираемой из пласта продукции скважин изменяется практически таким же образом, как при контактной конденсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что давление в системе снижают путем изометрического увеличения объема системы. Этот процесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводородных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в газопромысловой практике не встречается, но ино-
гда используется при исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высокой степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых давлений.
1.3 Основные проблемы проектирования и разработки
месторождений природных газов
Текущее состояние и конечная эффективность разработки газовых месторождений определяются тем, насколько совершенна запроектированная система разработки, как она учитывает все особенности геологического строения месторождения и окружающего водонапорного бассейна и насколько эта система реализована практически. В соответствии с геологическими и гидрогеологическими условиями, а также с выбранной технологией разработки проектируется и система контроля.
Факторы и условия, определяющие степень сложности разработки месторождения, под влиянием которых формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы: геологические и гидрогеологические; технологические.
К первой группе следует отнести размеры залежи и ее начальные параметры (глубина залегания продуктивного пласта, пластовые давление и температура, запасы газа и конденсата), геологическое строение продуктивного горизонта (многопластовость, неоднородность коллекторских свойств, разрывные нарушения и пр.), тип залежи (пластовая, массивная, водоплавающая), физико-химические свойства пластовых флюидов и т.д. Эта же группа включает характер контакта залежи с окружающим водонапорным бассейном. Особенности этого бассейна – протяженность, проницаемость, гидростатические напоры.
Во вторую группу входят: способ разработки залежи (с поддержанием давления, на истощение, с консервацией газовой части залежи или нефтяной оторочки и т.д.); стадия разработки (начальная, основная и др.); темп отбора углеводородов из залежи и дебиты отдельных скважин, их рабочие давления и текущее состояние; система вскрытия продуктивного горизонта и размещение скважин на структуре; наличие межпластовых или внутрипластовых перетоков газа и пр.
Некоторые факторы, такие как взаимодействие соседних залежей, режим разработки и другие, являются общими, но, поскольку возникают они только в процессе разработки месторождений, условно отнесем их ко второй группе.
В общем случае система контроля тем сложнее, чем больше упомянутых факторов и условий характерно для данного месторождения, чем больше особенностей
и осложнений в его разработке. Крупное по размерам и этажу газоносности многопластовое месторождение с резко неоднородными коллекторами, с блоковым строением, а также с внедрением пластовых вод требует максимума контролируемых параметров. Небольшое однопластовое газовое месторождение может достаточно эффективно эксплуатироваться и при упрощенной системе контроля.
Система контроля определяется уже на стадии составления технологических схем и проектов опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) или проектов промышленной разработки.
Особое внимание на всех стадиях разработки газового месторождения следует уделять внедрению подошвенной и законтурной воды в случае водонапорного режима работы пласта. Естественно, активность воды неодинакова на разных стадиях отбора запасов газа из пласта. Обычно сначала наблюдаются признаки только газонапорного режима. По мере снижения давления отмечается все более активное внедрение воды. На завершающей стадии разработки, когда образуются обширные зоны обводнения с защемленным и обойденным газом, темп внедрения воды вновь замедляется из-за возросших фильтрационных сопротивлений. Динамизм процесса обводнения различен в поровых и трещиноватых коллекторах, что диктует необходимость конкретного подхода к системе контроля за обводнением газового пласта. Разработка газоконденсатных месторождений имеет свою специфику.
Помимо всех особенностей разработки, присущих чисто газовым месторождениям, в этом случае возникают сложные проблемы, связанные с отбором углеводородного конденсата. С одной стороны, это те вопросы, которые требуют своего решения при достижении максимально возможной конденсатоотдачи пласта. С другой стороны, это вопросы поддержания или восстановления продуктивности скважин, поскольку наибольшее насыщение порового пространства выпадающим конденсатом происходит именно в призабойных зонах скважин, приводя к более
или менее значительному снижению фазовой газопроницаемости.
Если в ходе эксплуатации газоконденсатной залежи к забоям добывающих скважин подступает подошвенная или законтурная вода, то возникает проблема поддержания работоспособности скважин, в продукции которых содержится значительное количество жидкости (углеводородного конденсата и воды).
Особенно сложной является разработка газоконденсатного пласта, характеризующегося низкой проницаемостью пород. Выпадение ретроградного конденсата в поровом пространстве обусловливает в таких случаях необходимость поддержания давления для приемлемых отборов не только конденсата, но и газа.
Вообще проблема обеспечения достаточно большой углеводородоотдачи, особенно конденсатоотдачи, считается специалистами одной из наиболее сложных при разработке месторождения газоконденсатного типа. Предложен целый ряд методов повышения газоконденсатоотдачи, однако, за исключением лишь некоторых из них, эти методы из-за больших капитальных и эксплуатационных затрат не применяются в газопромысловой практике.
1.4 Актуальные направления совершенствования
технологии добычи газа в осложненных условиях
Выделим наиболее перспективные направления работ по развитию современных технологий промысловой подготовки газа газовых и газоконденсатных месторождений (теоретические, экспериментальные, методические и промысловые исследования, а также технологическое проектирование объектов обустройства месторождений).
В области общетеоретических исследований, направленных
на создание методической базы для последующего совершенствования
техники и технологии промысловых систем добычи газа
1. Развитие прикладной термодинамики углеводородных систем, в частности, построение новых типов уравнений состояния многокомпонентных углеводородных смесей, пригодных для описания флюидальных систем не только вблизи критической точки, но и в окрестностях спинодали (т.е. описание метастабильных со-
стояний природных углеводородных систем). Такие модификации уравнений состояния остро необходимы при оптимизации режимных параметров новых типов газодинамических устройств, а также при разработке современных технологий сверхкритической экстракции для утилизации и очистки сточных вод, а также регенерации летучих ингибиторов гидратообразования при их малой концентрации.
2. Разработка для рельефных трубопроводов новых моделей течения много-
фазных сред в нестационарном режиме, в том числе и при учете возможности гидратообразования. Например, до сих пор практически отсутствует корректное гидрогазодинамическое описание поведения головных участков магистральных систем, работающих в режиме накопления и периодического (залпового) выноса накопившейся в застойной зоне жидкой фазы (метанола, гликолей, углеводородного конденсата и нефти).
3. Построение современных математических моделей процессов и аппаратов промысловой обработки газа с детальным учетом не только термодинамического, но и кинетического аспекта (модели реальных аппаратов с учетом процессов тепломассопереноса и многофазности среды). Наличие подобных апробированных моделей технологических аппаратов с их адаптацией (параметризацией) непосредственно по фактическим промысловым данным позволит поднять технологическое проектирование систем обустройства месторождений на качественно новый уровень.
4. Построение термомеханических моделей, описывающих причины и механизмы стабилизации (сохранения) при определенных условиях метастабильных газогидратных систем (т.е. теоретическое рассмотрение эффектов самоконсервации и принудительной консервации газовых гидратов).
В области экспериментальных и промысловых исследований
1. Прежде всего – это проведение фундаментальных физико-химических исследований по кинетике образования и разложения газовых гидратов, в том числе и в присутствии добавок разных классов поверхностно-активных веществ (водорастворимых полимеров, криопротекторов, кремнийорганических и фтороргани-ческих ПАВ). Представляют интерес попытки обнаружения новых метастабильных структур газовых гидратов при использовании водорастворимых полимерных до-
бавок, поскольку применение подобных веществ иногда дает возможность глубоко вторгнуться в газогидратную область фазовой диаграммы с последующим образованием неизвестных форм существования газогидратов (и не только собственно кристаллогидратов, но и коллоидных газогидратных структур – мезофаз). Весьма актуально углубленное изучение эффекта консервации газогидратных и ледяных структур, который можно трактовать как метастабильное состояние кристалличес-
ких водных каркасов, находящихся в существенно перегретом состоянии. В частности, легко получается метастабильное состояние обычного гексагонального льда, покрытого слоем термодинамически стабильного газового гидрата при температурах выше 0 °С (вплоть до комнатных температур). Другой в практическом отношении важный аспект – принудительная консервация в области положительных по Цельсию температур и низких давлений (вплоть до атмосферного) газогидратов тех газов, которые образуют гидраты при относительно высоких давлениях (метан, азот и т.д.) покрытием их поверхности гидратами других газов или летучих органических соединений (пропана, изобутана, диоксида углерода, фреонов, тетрагидрофурана, оксида этилена и пр.), термодинамически стабильных при низких давлениях и положительных температурах. Это позволяет не только расширить границы термобарических условий реализации эффектов самоконсервации и принудительной консервации гидратов, но и найти им вполне реальное применение (например, при разработке новых перспективных систем транспорта и хранения природного газа).
2. Целенаправленный поиск и испытания новых классов ингибиторов гидратов (поскольку проблему замены метанола на другие, менее токсичные и эффективные, ингибиторы нельзя считать сколько-нибудь решенной, причем, на наш взгляд, можно предложить для детального тестирования еще недостаточно исследованные антигидратные реагенты, например, в классе так называемых криопротекторов). Здесь имеются в виду разработки новых типов и адаптация к российским условиям уже предложенных зарубежными фирмами кинетических ингибиторов гидратообразования (т.е. веществ-диспергаторов, обеспечивающих многофазный транспорт углеводородных смесей в режиме гидратообразования без отложения гидратов в промысловых коммуникациях). Представляет интерес и разработка комплексных
составов ингибиторов, предотвращающих процесс коррозии и солепарафиногидратные отложения. При этом необходимо дать всесторонний анализ технологических возможностей и экономической целесообразности применения как кинетических ингибиторов гидратов, так и реагентов-диспергаторов для систем сбора и промысловой подготовки северных газовых месторождений России и в перспективе месторождений арктической шельфовой зоны. Сейчас наиболее целесообразно
проведение промысловых испытаний ряда разработанных западными фирмами ингибиторов-диспергаторов на эксплуатируемых северных месторождениях России (прежде всего – на Уренгойском и Ямбургском).
3. Экспериментальное изучение в лабораторных условиях кинетики быстрой и сверхбыстрой конденсации тяжелых компонентов из природного газа в газодинамических устройствах, включая и режимы спинодального распада с последующим математическим моделированием таких быстропротекающих процессов.
В области совершенствования промыслового оборудования
1. Разработка конструктивно надежных аппаратов воздушного охлаждения «сырого» газа с широкими возможностями регулирования их температурного режима, обеспечивающих более равномерное охлаждение газа с целью снижения опасности «загидрачивания» теплообменных трубок АВО.
2. Апробация и доводка нового поколения промыслового сепарационного оборудования (концевых сепараторов) с существенно пониженными уносами жидкой фазы. Этот вопрос особенно актуален сейчас для планируемых к разработке месторождений Крайнего Севера.
3. Разработка входных сепараторов на головных компрессорных станциях при более полном учете специфики гидрогазодинамических режимов работы головных участков газотранспортных систем с целью резкого снижения уноса жидкой фазы в магистральные газопроводы и последующей утилизации жидкой фазы (например, «вторичного» ДЭГ).
4. Проработка разнообразных вариантов конструкций сепараторов-десорбе-ров, т.е. аппаратов, предназначенных для отпарки летучих ингибиторов гидратообразования в технологических схемах промысловой обработки газа с рециркуляцией ингибиторов.
5. Реализация на практике существенно новых типов газодинамических устройств (двух- и многоступенчатых сверхзвуковых эжекторов типа «газ – газ», вихревых труб нового поколения, принципиально новых конструкций газодинамических сепараторов, пульсационных охладителей газа и пр.), использование которых в перспективе значительно преобразует лицо отрасли.
6. Разработка теплообменного оборудования с интенсификацией процесса теплообмена, учитывающего реальные особенности эксплуатации в промысловых условиях (т.е. при наличии в газе углеводородного конденсата и парафинов, при возможности коррозии: все это иногда очень резко снижает эффективность теплообменного оборудования, оптимизированного в лабораторных условиях). Также представляют определенный интерес промысловые варианты теплообменников-дефлегматоров, для которых имеется ряд интересных и оригинальных возможностей использования в технологических схемах промысловой подготовки газа.
7. Разработка нового поколения контрольно-измерительной аппаратуры, основанной на современных физических и физико-химических принципах. Подобная аппаратура крайне необходима для реальной автоматизации и оптимизации технологических процессов газовой промышленности. Особый интерес вызывают последние варианты СВЧ-приборов для дифференцированного определения точек росы газа как по водной фазе (воде, переохлажденной воде, водным растворам летучих и малолетучих ингибиторов-абсорбентов, льду и газовых гидратам), так и по жидкой углеводородной фазе.
В области технологического проектирования обустройства
новых месторождений, а также при модернизациях технологии
на действующих объектах добычи газа
1. Разработка новых технологических процессов промысловой обработки парафинсодержащих газов газоконденсатных месторождений. Актуальность этого направления резко возросла в связи с началом освоения ачимовских горизонтов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Необходима и детализация промысловых версий низкотемпературных процессов обработки этансодержащих природных газов на температурном уровне минус 60-80 °С с учетом перспектив строительства газохимических комплексов.
2. Дальнейшее развитие и активное внедрение новых низкотемпературных процессов промысловой и заводской обработки природных газов газоконденсатных месторождений, в которых используются летучие органические реагенты, являющиеся одновременно и осушителями, и ингибиторами гидратообразования, с регенерацией и утилизацией этих абсорбентов-ингибиторов непосредственно в самом технологическом процессе за счет энергии обрабатываемого потока газа. Про-
работка модификаций подобных низкотемпературных процессов не только для промысловой обработки жирных газов газоконденсатных залежей, но и для тощих газов газовых месторождений.
3. Важно еще отметить, что при проектировании обустройства новых газовых и газоконденсатных месторождений необходимо во всех деталях разрабатывать «архитектуру» систем сбора и промысловой подготовки, специально адаптированную и оптимизированную под новые технологии. Здесь же следует упомянуть целесообразность использования новых методологических подходов к прогнозированию и нормированию удельных расходов метанола и гликолей, основанных на долгосрочном прогнозе изменения параметров функционирования газопромысловых объектов и учитывающих не только особенности, но и перспективы совершенствования промысловых систем в части снижения технологических потерь реагентов.
4. Совершенствование технологий абсорбционной (гликолевой) осушки газа северных месторождений применительно к периоду падающей добычи и подключения компрессорных станций в «голове» технологического процесса осушки. Здесь помимо анализа возможности использования в каком-то смысле «новых» для отрасли абсорбентов (например, ТЭГ) следует основное внимание уделить вариантам двухстадийных технологических схем гликолевой осушки тощих газов на двух температурных уровнях с рециркуляцией абсорбента между ступенями осушки, более эффективным использованием холода окружающей среды, а также применением аппаратов воздушного охлаждения газа нового поколения. При использовании таких модифицированных технологических схем абсорбционной осушки газа резко уменьшается острота проблемы гидратоотложения в АВО сырого (или же частично осушенного) газа, а также могут быть без каких-либо серьезных проблем реализованы требования к показателям качества товарного газа.
5. Представляется до сих пор не вполне решенной проблема предупреждения и ликвидации гидратов при внутрипромысловом и магистральном транспорте жидких легких углеводородов (нестабильного углеводородного конденсата, сжиженного этана, широкой фракции легких углеводородов – ШФЛУ). В целом неудовлетворительно разработана на сегодняшний день и технология предупреждения гидратных отложений в нефтяных скважинах и системах сбора нефти арктических месторождений, особенно в тех случаях, когда процессу гидратообразования сопутствуют еще парафино- и солеотложения.
6. Наконец, следует отметить особую актуальность разработки технологических схем процессов промысловой и заводской обработки природного газа, использующих достижения газодинамики многофазных сред и современные физико-химические методы интенсификации технологических процессов. Здесь в первую очередь имеются в виду варианты использования в технологических схемах разнообразных газодинамических устройств.
Разработка и последующее внедрение в практику технологического проектирования указанных выше энерго- и ресурсосберегающих технологий XXI века приведут не только к сокращению капитальных и эксплуатационных затрат на обустройство и эксплуатацию газовых промыслов, но и в значительной мере повысят надежность и «экологическую безопасность» технологических процессов сбора и промысловой подготовки природного газа на северных месторождениях.
2 расчетно-практический раздел
2.1 Подсчет запасов газовой залежи
Для новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа.
Балансовые запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:
(1)
где - балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям, м3; - средняя газонасыщенность пласта; – соответственно пластовое и нормальное давление, МПа; - соответственно пластовая и стандартная температура, К; z – коэффициент сверхсжимаемости реального газа.
Иногда вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды . В этом случае газонасыщенность
. (2)
Задача. Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику:
Площадь продуктивной части пласта 7,15·108 м2; средняя газонасыщенная толщина пласта 9,72 м; средний коэффициент открытой пористости 0,28; содержание в порах связанной воды 0,33; пластовое давление 31,6 МПа; пластовая температура 76 
; коэффициент сверхсжимаемости газа, вычисленный по его компонентному составу 0,913.
Решение. Рассчитываем газонасыщенность по формуле (2):
.
Подставляем исходные и вычисленные параметры в (1):
.
Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 378,85 млрд. м3 газа.
2.2 Расчет дебита газовой скважины
Общее уравнение притока газа в скважину
, (3)
где – числовые коэффициенты, соответственно, и ; - дебит газа, приведенный к нормальным условиям, м3/сут.
Давление на забое скважины
(4)
где - измеренное в межтрубном пространстве давление на устье скважины, МПа; - глубина скважины, м; - относительная плотность газа в скважине; - средняя температура в скважине, .
Числовые коэффициенты уравнения (3) рассчитывают методом наименьших квадратов по следующим формулам:
; (5)
, (6)
где ; - дебиты газа по отдельным замерам, м3/сут; – число замеров.
Задача. Рассчитать дебит газовой скважины для следующих условий:
Глубина скважины 2500 м; плотность газа в скважине 1,06 кг/м3; средняя температура в скважине 47 .
Расчет дебита провести для давления .
Результаты исследования представлены ниже.
Режим замера………………………. 1 2 3 4 5
Параметры:
давление , МПа………………. 32 32,8 33,5 34,1 34,6
установившийся
дебит газа при
нормальных ус-
ловиях , м3/сут………………… 1·106 0,8·106 0,6·106 0,37·106 0
Решение. Рассчитываем забойные давления, соответствующие режимам замеров.
Режим 1.
.
Режим 2.
.
Режим 3.
.
Режим 4.
.
Определяем пластовое давление .
Число замеров в процессе исследования скважины .
Рассчитываем :
режим 1
режим 2
режим 3
режим 4
Вычисляем коэффициент :
а также коэффициент :
Рассчитываем забойное давление для заданного условия
а также
Из уравнения (3):
или
м3/сут.
Таким образом, дебит скважины при составит м3/сут.
заключение
Россия занимает уникальное место в мире по разведочным запасам газа, темпам роста его промышленного производства, масштабам экспорта газа в европейские и азиатские страны. Это предопределило огромные трудности, которые необходимо было преодолевать людям, посвятившим себя газовому делу. В курсовой работе рассматриваются все основные проблемы разработки месторождений природного газа. Анализируется опыт освоения крупнейших в мире по своим запасам залежей газового и газоконденсатного типа. Описаны новые технологии, созданные с использованием масштабных фундаментальных исследований, современные методы изучения термодинамических процессов, сопровождающих фильтрацию флюидов в разрабатываемом пласте.
Список литературы
1. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. – М.: Недра, 2002. – 880 с.: ил.
2. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1979. – С. 7-27.
3. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1974. – С. 21-22; 18.
4. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989. – 244 с.
5. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. – М.: Недра, 1999. - 659 с.: ил.
КУРСОВАЯ
РАБОТА
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
лист
4
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
Разраб.
Проверил
Н.Контроль
Пояснительная записка
Лит.
Листов
30
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
7
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
11
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
20
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
21
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
22
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
26
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
27
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
28
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
29
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
31
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
32
НИК.РМ.09.00.000.ПЗ
НИК.