Создание и эксплуатация месторождений-регуляторов подачи газа потребителям. Подземные хранилища газов и жидкостей в непроницаемых горных породах.

Месторождение-регулятор в отдельные периоды времени должно иметь возможность резко увеличивать подачу газа в систему магистральных газопроводов. С этой целью па нем существенно увеличивается фонд эксплуатационных скважин. Дополнительное число скважин повышает надежность газодобывающей системы данного района в целом и месторождения-регулятора в частности. Но с другой стороны это приводит к ухудшению экономических показателей разработки месторождения-регулятора, если его рассматривать в отрыве от всей системы газоснабжения и особенно без учета потребителей. В связи с этим возникает вопрос о рациональном числе дополнительных скважин на месторождении-регуляторе и эффективности его работы. По мере отработкиместорождение-регулятор, выполняющее роль и подземного газохранилища, из активного буфера превращается в более пассивный с чередованием периодов отбора и закачки газа.

Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов сооружа­ют в различных естественных искусственных емкостях (гор­ных выработках). Подземное хранение основано на неизме­няемости химического состава нефти и нефтепродуктов при прямом контакте с горными породами и на возможности уравновешивания избыточного давления их паров давлением лежащих над емкостью горных пород. Подземные хранилища предназначаются главным образом для хранения больших запасов нефти и нефтепродуктов в целях обеспечения их максимального сезонного потребления. Хранилища этого типа наиболее экономичны и требуют значительно меньшей пло­щади застройки по сравнению с наземными резервуарными парками.

Выбор типа хранилища зависит от геологической характе­ристики пластов, географического месторасположения и ком­плекса эксплуатационных показателей, учитываемых при тех­нико-экономических расчетах.

Существует несколько типов подземных хранилищ нефте­продуктов в зависимости от схемы устройства и способа их сооружения. К основным типам относятся:

1) хранилища в отложениях каменной соли;

2) шахтные хранилища;

3) ледогрунтовые хранилища;

4) хранилища, создаваемые в естественных и искусствен­ных выработках;

5) хранилища, сооружаемые специальными методами.

 

	Рис. 6.10. Подземная емкость в пласте каменной соли, размываемая цирку­ляционным методом:
1 — пласт каменной соли; 2 — рассолоподъемная (рабочая) колонна труб; 3 — водоподающая (рабочая) колонна труб;
4 — оголовок скважины; 5 — цемен­тный камень; б — колонна обсадных труб; 7 — защитный экран; 8 — размываемая камера; 9 — проектный контур емкости

 

Наибольшее распространение получили хранилища, со­здаваемые в отложениях каменной соли, так как в большин­стве случаев они являются наиболее экономичными, а мес­торождения каменной соли широко распространены на тер­ритории России.

Подземные хранилища в отложениях каменной соли со­оружают путем размыва (выщелачивания) полостей в толще соли через буровые скважины. Размыв каменной соли осуществляют двумя основными способами — циркуляционным и струйным. Циркуляционный метод представлен на рис. 6.10. Он заключается в том, что размыв производится путем закач­ки пресной воды по одной колонне труб с выдавливанием рассола по другой. С этой целью скважина оборудуется тре­мя колоннами труб. В водоподающую колонну труб поступа­ет вода, которая, растворяя каменную соль, превращается в рассол; последний вследствие повышенной плотности опуска­ется в нижнюю часть камеры. По мере поступления новых порций свежей воды давление в камере повышается и рассол вытесняется на поверхность по рассолоподъемной колонне труб. Отмытую до проектной размеров верхнюю часть под­земной камеры предохраняют от дальнейшего растворения путем снижения уровня нерастворителя, вводимого по обсад­ной колонне труб.Нерастворителем называют жидкость, ко­торая легче воды, или газ, не входящий в химические соеди­нения с каменной солью, рассолом и водой. В качестве нера­створителя обычно используются нефтепродукты, для хране­ния которых размывается емкость, или воздух.

В процессе эксплуатации нефть или нефтепродукт отбира­ют замещением (выдавливанием) его рассолом, который по­дают по колонне для рассола вниз камеры под нефтепродук­том (или нефть) из специального рассолохранилища, а при заполнении, наоборот, замещают рассол нефтепродуктом (или нефтью). Объем рассолохранилищ принимают равным объе­му хранилища. Минимальную глубину залегания подземных емкостей определяют, исходя из геологических условий, фи­зических свойств нефти или нефтепродуктов (сжиженных газов), упругости их паров.

Наиболее распространенный водоструйный метод размыва (рис. 6.11) заключается в том, что размыв производится стру­ями воды, разбрызгиваемыми при атмосферном или повы­шенном давлении в емкости специальным оросителем. При этом рассол откачивается из зумпфа размываемой камеры погружным насосом или выдавливается сжатым воздухом (или газом). Ороситель с насадками, размещаемый на водоподающей трубе, медленно вращается под напором воды, а также может перемещаться по высоте емкости.

Определение глубины залегания и мощности соляного пла­ста, качества каменной соли, необходимых для выбора метода размыва, осуществляется геофизическими методами и разве­дочным бурением. Размеры емкости в процессе выщелачива­ния постоянно контролируются путем определения значений концентраций и количества выдавливаемого рассола. Готовые подземные камеры обмеряют методом ультразвуковой лока­ции с помощью гидролокатора, основанного на регистрации посылаемых импульсов от глубинного вибратора до стенок емкости и обратно. Зная время и скорость распространения звуковых волн в рассоле, определяют расстояние и за каждый оборот прочерчивают контур сечения на определенной глуби­не. Хранение нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов в подземных хранилищах происходит при постоянной темпера­туре и под давлением столба рассола в рассольной колонне, что обеспечивает их качественную сохранность.

Рис. 6.12. Схема эксплуатации подземного хранилища в соляном пласте: 1 — железобетонная эстакада; 2 — компрессор; 3 — насосы для перекач­ки нефтепродукта; 4 — установка для осушки газа; 5 — конденсатор; 6 — сборник конденсата; 7 — насосы для перекачки рассола; 8 — хранилище рассола; 9 — подземная емкость; / — трубопровод жидкой фазы; II — трубопровод паровой фазы; III — трубопровод для залива рассола; IV — задвижка, вентиль, кран

На рис. 6.12 показана схема эксплуатации подземного хра­нилища для сжиженного газа (или нефтепродукта) в соляном пласте. Из железнодорожных цистерн эстакады 1 сжижен­ный газ (пропан) перекачивается в хранилище 9 при помощи насосов 3, вытесняя из нее рассол в рассолохранилище 8, После слива жидкой фазы железнодорожные цистерны осво­бождаются от паров при помощи компрессора 2, подающего газ в конденсатор 5. В сборнике 6 газ сжимается до получе­ния конденсата. Из сборника сжиженный газ периодически откачивается в подземную емкость 9. Обратный процесс, т. е. выдача газа из хранилища, производится путем выдавливания его рассолом, забираемым при помощи насосов 7 из рассолохранилища 8. После насосов сжиженный газ подается в железнодорожные цистерны, а при необходимости предвари­тельно пропускается через установку осушки 4.

Шахтные хранилища представляют собой систему горных выработок, связанных с поверхностью вертикальными ство­лами (рис.). Такие хранилища обычно сооружают в горных выработках, сложенных непроницаемыми и хими­чески нейтральными к хранимым нефтепродуктам (нефти), породами, которые не изменяют своей прочности в процес­се длительного контакта с ними. К таким породам, напри­мер, относятся гипс, доломит, известняк, ангидрит, каменная соль, мергели, глинистые сланцы, гранит и др. Подзем­ные хранилища сооружают в виде выработок камерного типа (штолен) сводчатой или прямоугольной формы и с устройством вскрывающих вертикальных стволов, сечение которых принимается с учетом размещения горнопроход­ческого оборудования на время строительных работ и тех­нологического — на период эксплуатации. Для

	Рис. 6.13. Схемы подземных емкостей шахтного типа:
а, б — емкости для одного и нескольких продуктов соответственно; 1 — ствол; 2 — емкость; 3 — непроницаемая горная порода; 4 — насосная камера; 5 — зумпф; б — нефтепродукт; 7 — герметичная перемычка; 8 — коллекторные выработки

 

герметиза­ции хранилищ во вскрывающих или подходных выработках возводятся специальные перемычки. Глубина заложения выработок-хранилищ определяется глубиной залегания плас­та непроницаемых пород. Оптимальная глубина заложения выработок-хранилищ составляет 20 — 40 м для нефти и неф­тепродуктов и 80— 100 м для сжиженного газа. Подземные газонефтехранилища объемом 100 000 — 300 000 м³ можно строить на глубине 200 — 300 м.

Кроме указанных типов хранилищ в соляных пластах ма­лой мощности толщиной 10 — 20 м сооружаются емкости галерейного типа, для чего наклонную скважину бурят па­раллельно простиранию пласта. Выщелачивание в этом слу­чае достигается нагнетанием воды вдоль пласта, причем ка­меры получают форму, вытянутую вдоль пласта. Известны также отдельные хранилища для нефти, созданные в соля­ных куполах под морским дном. Для хранения сжиженных газов в небольших количествах применяют подземные вер­тикальные хранилища, облицованные железобетонной обо­лочкой. Так как подземные хранилища нефти, нефтепродук­тов и газа — экономически выгодный и наиболее перспек­тивный вид хранения, они с каждым годом получают все большее применение.

Хранилища специального типа включают: ледогрунтовые хранилища; хранилища, создаваемые в естественных и искус­ственных выработках; хранилища, сооружаемые взрывными методами.

Ледогрунтовые хранилища сооружают в северных районах страны (в зоне распространения многолетнемерзлых пород), где требуется создавать большие запасы нефтепродуктов, до­ставляемых в летнее время. Такие хранилища устраивают в виде траншей в многолетнемерзлом грунте, которые имеют специально намороженное ледяное покрытие сводчатой фор­мы, покрытое сверху теплоизоляционным слоем (для поддер­жания в хранилище температуры не выше —3 °С). Дно и борта траншеи также облицовывают льдом. Лед на стенки хранилища наносят намораживанием ледяного слоя путем послойного нанесения воды на охлажденные поверхности или выкладыванием ледяных блоков. Необходимое оборудование для закачки и выкачки нефтепродуктов устанавливают в спе­циальном колодце. Температура закачиваемого нефтепродук­та должна быть не выше О °С, что в необходимых случаях обеспечивается специальной холодильной установкой.

 

Билет №12

Вопрос 1. Конструкция добывающих нефтяных и газовых скважин. Основное оборудование забоя, ствола, устья газовых скважин.

Вопрос 2. Проектирование разработки газовых м/р при газовом режиме. Периоды разработки месторождений. Прогнозирование изменения основных технологических показателей.

Вопрос 3. Абсорбционно-десорбционный процесс осушки газа. Сущность. Применяемые технологии. Технологически расчет.

 

Билет №13

Его нет

Билет №14

 

 

 

Билет №15

Нету

 

 

 

Билет №16

 

 

 

Билет №17

Вопрос

Вопрос

Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. п. Режим пласта - сложный комплекс проявлений его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации. Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и т. п.

 

Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр

К настоящему времени установлено, что нефтяной или газовый пласт по всей площади представляет собой единую гидравлически связанную систему (если он не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки и не имеет линзовидного строения). Поэтому влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую ее водонапорную область вплоть до границ пласта. Следовательно, запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и окружающих ее областей, а также в связи со свойствами жидкостей и пород всего нефтяного пласта. Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ притекают к забоям скважин, являются энергия напора пластовых вод, энергия свободного и выделяющегося при понижении давления из нефти растворенного газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, возникающего за счет силы тяжести самой нефти.

 

Нефть и газ могут двигаться в результате проявления как одного основного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно; эффективность действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины, а также пропускной способностью пород (их проницаемостью) и вязкостью жидкости.

При хорошей проницаемости пород, достаточной подвижности жидкости в пласте и соответствии отборов жидкости пропускной способности пластовой системы при данном напоре энергия напора краевой воды может проявляться систематически и длительное время.

Весьма важную роль в процессах движения нефти и газа в пласте играет энергия упругости пластовой водонапорной системы. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромными, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором движения нефти к забоям нефтяных скважин. Энергия газа проявляется в виде упругой энергии сжатого свободного газа при наличии газовой шапки или в виде энергии выделяющегося из нефти растворенного в ней газа при понижении давления. Запасы энергии сжатого газа в залежи обычно ограничены и зависят от объема газовой шапки, запасов нефти, соотношений объемов газоносной и нефтеносной зон пласта, величины пластового давления, растворимости газа в нефти.

Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести пластовых жидкостей, проявляется в тех случаях, когда пласты залегают под некоторым углом к горизонту. Величина напора при этом зависит от угла падения продуктивных пластов. Уровень жидкости в пласте понижается нередко ниже кровли пласта и движение жидкостей происходит со свободной поверхностью. В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации залежи та или иная энергия может оказаться основной, превалирующей в обеспечении притока нефти и газа к забоям скважин.

В зависимости от природы преимущественно действующих сил в настоящее время выделяют следующие основные режимы работы нефтяных залежей: водонапорный режим;

упруго-водонапорный режим; газонапорный режим (или режим газовой шапки); режим растворенного газа; гравитационный режим. Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, последние два - режимы истощения пластовой энергии.

Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.На начальном этапе разработки с увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти вплоть до достижения намеченного проектного уровня. В дальнейшем, при поддержании добычи на достигнутом уровне наблюдается также стабилизация пластового давления, а затем, по мере появления наступающей краевой воды, количество воды в жидкости возрастает, а добыча нефти соответственно снижается. В результате обводнения часть скважин выбывает из эксплуатации, что приводит к снижению общего отбора жидкости и некоторому повышению пластового давления. В связи с дальнейшим нарастанием обводнения и непрерывным снижением добычи нефти возникает необходимость в увеличении отбора жидкости (форсировке), вплоть до полного отбора нефти.

Пластовое давление в каждый данный момент зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, соответствующими количеству растворенного газа в нефти, если в результате отбора жидкости давление не падает ниже давления насыщения нефти газом. Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме ширина водонапорной системы (если считать от внешней границы залежи нефти до выхода пласта на поверхность) обычно составляет не менее 15-25 км, а проницаемость пород - не менее 1, 02 - 10-12 м2.

Классическим примером проявления водонапорного режима на месторождениях России, где он и был детально изучен (Н. Т. Линдтропом), являются пласты XIII и XVI Новогрозненского месторождения. При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0, 65-0, 80, в зависимости от коллекторских свойств пород и других факторов. Интенсивность проявления водонапорного режима зависит не только от указанных выше природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта в целом, а также из отдельных его участков.

 

Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показал, что естественные условия режима нередко сохраняются при годовом отборе жидкости из пласта не более 6 % от промышленных запасов нефти в залежи. Эта средняя цифра, конечно, может изменяться в зависимости от свойств коллектора, содержащего залежь, и свойств жидкостей и газов, насыщающих его. Если необходимо осуществлять большой отбор жидкости из пласта, нужно прибегать к искусственному воздействию на пласт, чтобы предотвратить падение давления ниже давления растворимости газа в нефти и переход на менее эффективный режим работы пласта.

Упруго-водонапорный режим

Упругие силы могут проявляться при любом режиме. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный режим, а как фазу водонапорного режима. В период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость жидкости (нефти и воды) и породы. Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (при отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при весьма значительной отдаленности (50-100 км) области питания от залежи нефти.

Упруго-водонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при эффективном водонапорном режиме в случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруго-водонапорном режиме даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отбора жидкости из пласта.

Следовательно, рост добычи нефти при этом режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления. В этом случае достигнутая текущая добыча нефти будет ниже по сравнению с добычей при более быстром вводе скважин в эксплуатацию. При этом режиме наблюдается быстрое снижение пластового давления и добычи нефти, несмотря на то что число эксплуатационных скважин еще продолжает увеличиваться. Газовый фактор является постоянным до момента снижения пластового давления ниже давления насыщения. При снижении пластового давления ниже давления насыщения газовый фактор растет, нефть, теряя растворенный газ, становится более вязкой и вследствие этого общая добыча нефти начинает снижаться в более быстром темпе (см. приложение). По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее эффективен: коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0, 5-0, 7. Для обеспечения соответствующих отборов нефти при этом режиме необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Этот режим наблюдается на ряде месторождений восточных районов России (Туймазы, Ромашкино) и др.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. A. Негазовый метаболический ацидоз
2. I. Рабочее тело и параметры его состояния. Основные законы идеального газа.
3. III. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
4. Б. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРУДОВ-ОХЛАДИТЕЛЕЙ, БРЫЗГАЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ И ГРАДИРЕН
5. Банковская система и предложение денег. Центральный банк, его функции. Коммерческие банки. Создание денег банковской системой. Банковский мультипликатор. Денежная база.
6. БЛОК 3. Создание работоспособности.
7. Бурение нефтяных и газовых скважин. Система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин.
8. Бурение нефтяных и газовых скважин. Способы бурения скважин.
9. В России к виолентам можно отнести крупные предприятия оборонного сектора, нефтегазовой промышленности.
10. ВНУТРЕННЯЯ ЭНЕРГИЯ РЕАЛЬНОГО ГАЗА.
11. Водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт. Принципы и механизмы действия.
12. Воссоздание крупного Македонского государства