Газоконденсатных месторождений

⇐ ПредыдущаяСтр 15 из 18Следующая ⇒

Процесс разработки газового месторождения включает два периода: 1) период опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ); 2) период промышленной разработки. В период ОПЭ месторождение вводится в разработку, осуществляются доразведка и исследования с целью подготовки исходных данных для проектирования промышленной разработки. В соответствии с этими периодами выделяются два этапа при проектировании разработки газового месторождения - этап составления проекта ОПЭ и этап составления проекта разработки.

В проекте ОПЭ предусматривается проведение исследований скважин и продуктивных пластов с целью уточнения геологического строения месторождения (тектоника, наличие водоносных пластов, активность водонапорной системы, границы залежей, положение газоводяного контакта), уточнения коллекторских свойств газоносных и водоносных пластов, запасов газа, оценки факторов, ограничивающих отборы газа из скважин и др. Осуществляется обоснование или уточнение технологической схемы сбора и промысловой обработки (подготовки к магистральному транспорту) добываемого газа. Продолжительность периода ОПЭ устанавливается до трёх лет.

В процессе разбуривания месторождения (которое ведется в период ОПЭ и продолжается в период промышленной разработки), проведения плановых и дополнительных исследований происходит постоянное уточнение всех параметров и показателей, определяющих геолого-физическую характеристику месторождения в целом и отдельных его залежей и участков. На основе накопленных сведений может быть составлен проект доразработки месторождения. Таким образом, процесс проектирования разработки и эксплуатации газового или газоконденсатного месторождения является, по существу, непрерывным во времени, чему способствует внедрение в практику проектирования пакетов компьютерных программ, с помощью которых осуществляется математическое моделирование процесса добычи газа. На начальных этапах моделирования используются приближённые (более простые) методы расчетов, по мере накопления информации прогнозирование разработки ведётся в более строгой математической постановке.

Показатели разработки в проекте ОПЭ месторождения определяются, как правило, исходя из газового режима. Эти показатели включают:

· пластовые давление и температуру;

· характеристику (состав, физико-химические свойства) газа и пластовой воды;

· характеристику пористой среды (коллекторские и другие свойства вмещающих газ и пластовую воду горных пород);

· ограничения при отборе газа из скважин (допустимые технологические режимы эксплуатации скважин);

· коэффициенты фильтрационных сопротивлений в двухчленной формуле притока газа к скважинам;

· темпы и уровни добычи газа и др.

В проекте промышленной разработки месторождения определяются следующие показатели:

· изменение во времени (динамика) пластовых, забойных и устьевых давлений в скважинах;

· изменение во времени температуры газа в пласте, на забое и на устье газовых скважин;

· изменение во времени средних дебитов скважин по газу и по выносимой с ним воде;

· изменение во времени депрессий на пласт (средних или по конкретным скважинам) при эксплуатации скважин;

· изменение во времени количества скважин (добывающих, резервных, наблюдательных);

· очередность ввода скважин в эксплуатацию;

· динамика добычи газа, газового конденсата;

· количество и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа;

· диаметры и протяжённость промысловых газопроводов (шлейфы, газосборные коллекторы);

· сроки ввода в эксплуатацию промысловых дожимных компрессорных станций (ПДКС) и др.

Основные разделы проектных документов включают обоснование (на основе выполнения расчетов, применения метода аналогий и др.):

· режима разработки газовой залежи;

· схемы размещения скважин;

· конструкции скважин;

· технологического режима эксплуатации скважин;

· схемы сбора и промысловой подготовки газа.

Для разработки проектных документов требуется следующая информация:

· геологическая характеристика месторождения (стратиграфия, тектоника, литология);

· геолого-физическая характеристика продуктивных пластов (толщина, размеры в длину и ширину, фильтрационно-ёмкостные свойства – пористость, проницаемость, гидропроводность, газонасыщенность породы, геологические запасы газа);

· характеристика водонапорной системы, положение газоводяного контакта;

· физико-химическая характеристика газа и пластовой воды;

· данные о сообщаемости (гидродинамической связи) продуктивных пластов.

Проектные документы составляют научно-исследовательские или другие специализированные организации на основании данных разведки месторождения, исследований скважин, утвержденных Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) запасов газа.

Проектный документ определяет основные параметры системы разработки газового месторождения. Выбор системы, то есть комплекса её основных параметров (показателей), ведётся исходя из условия обеспечения минимума затрат на добычу заданных объёмов газа и газоконденсата при соблюдении норм охраны недр и окружающей среды, достижения высоких (заданных) значений коэффициентов извлечения газа.

8. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И

ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

8.1. Сбор нефти и попутного нефтяного газа на промыслах

Система сбора продукции добывающих скважин включает сеть нефте- и газопроводов, установки по измерению дебитов скважин и разделению продукции на фазы (газ, нефть, вода). Системы сбора могут быть индивидуальными (установка по измерению дебита обслуживает одну скважину) или групповыми (продукция группы скважин поступает на одну установку для измерения дебитов). Транспортировка скважинной продукции по сборным нефтепроводам осуществляется за счет давления (напора) на устьях скважин, напора, создаваемого специальными насосными установками на поверхности (дожимные насосные станции - ДНС), естественных уклонов местности. Транспортировка газа по сборным газопроводам осуществляется за счет давления в сепараторах.

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

· термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

· электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Рис.8.1. Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

В термохимической установке обезвоживания нефти (рис.8.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет

4 _* 10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.8.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.8.2). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти

Рис.8.2. Технологическая схема электрообезвоживающей установки

выделяется основное количество пластвой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть Vнасосом откачивается в магистральный нефтепровод.

8.2. Характеристика элементов системы сбора

скважинной продукции

Сборные нефте - и газопроводы прокладываются, как правило, подземным способом. Пропускную способность, диаметры трубопроводов, необходимое давление в начале нефтепроводов определяют в результате проведения гидравлических расчетов. Диаметры труб для сборных трубопроводов на участках от скважин до сепарационных установок первой ступени и ДНС не превышают, 300 мм, диаметры нефтесборных коллекторов (от ДНС до центральных пунктов сбора) могут достигать 500-700 мм.

Установки по измерению дебитов размещаются поблизости от скважин (десятки, сотни метров). В настоящее время применяются, в основном, автоматизированные групповые или индивидуальные установки. Измеряются объёмный или массовый расход жидкости (нефть+вода), объёмный расход газа. При измерении объёмного расхода продукция измеряемой скважины предварительно разделяется на фазы (газ и жидкость).

Сепарационные установки первой ступени размещаются на расстояниях до 1-2 и более километров от скважин. Отделяемый в сепараторах газ по газопроводам направляется к газокомпрессорной станции (ГКС), жидкость транспортируется на ЦСП (центральный сборный пункт), где от неё отделяется оставшийся газ (вторая ступень сепарации). При значительных (километры, десятки километров) расстояниях до ЦСП после сепарационной установки первой ступени размещается ДНС. Газ из сепараторов второй ступени направляется к ГКС, жидкость – к установке по подготовке нефти.

Система сбора продукции скважин может включать специальные ёмкости для сбора и временного хранения нефти в виде вертикальных цилиндрических стальных резервуаров (РВС) объёмом до 3; 5; 10 тыс. м³.

8.3. Промысловая подготовка нефти

При промысловой подготовке нефти в соответствии с необходимыми нормами и качеством, нефть может проходить 3 основных технологических процесса: обезвоживание, обессоливание, стабилизация. Наиболее сложным является обезвоживание нефти. Трудность заключается в том, что нефть и вода склонны к образованию эмульсий обратного типа (т.е. вода в нефти) при этом, содержание воды может достигать 80-90%. Данные эмульсии достаточно трудно разбиваются. Вода имеет размеры 1-10 микрон, при таком размере частиц силы тяжести и силы трения примерно равны, и тем самым, разделение за счет разности плотностей практически отсутствует. Вокруг частиц воды возникает бронирующий слой из АСПВ, который проявляет поверхностно- активные свойства. Со временем такая эмульсия упрочняется. Механизм разрушения эмульсий основан на процессах коагуляции (слипания) и коалисценции (слияния) глобул воды. Для проведения данных процессов применяют в основном тепловые и химические методы. Тепловой метод: жидкость подогревается в печах до температуры 35-70 °С и отправляется в отстойники. В процессе нагрева снижается вязкость жидкости, а значит и силы внутреннего трения, увеличивается объем и снижается плотность, причем плотность нефти снижается значительнее плотности воды, а следовательно увеличивается разность плотностей воды и нефти. Большие глобулы воды начинают догонять маленькие, пробивают бронирующий слой и объединяются. Химические методы: предполагают разбить ПАВ или убрать их с поверхности глобул воды. Добавляют реагенты, которые усиливают сродство АСПВ к нефти или к воде, т.о. добиваясь их ухода в нефть или в воду. Главное не ошибиться в расчетах и дозировке, иначе подобные действия могут привести к усилению эмульсии. Наиболее хорошие деэмульгаторы это ПАВ неионогенного типа (т.е., которые не диссациируют на ионы в воде). Также применяются такие методы как электродеэмульсация, центрифугирование, фильтрация или их совокупность.

Обессоливание: обеспечивается добавлением в нефть пресной воды, которая забирает на себя часть солей. Также существуют установки по электрообессоливанию нефти.

Стабилизация: регулирует давление насыщенных паров. Если нефть не стабилизировать, она будет терять легкие УВ везде, где есть контакт с атмосферой. Легкие УВ отделяют, но не выкидывают в атмосферу. Для этого нагретую нефть прогоняют через сепаратор или проводят ректификацию нефти (процесс масса обмена жидко паровой фазы при температуре 230 °С).

Требования к качеству товарной нефти определяют необходимость проведения её промысловой подготовки. Продукция скважин после отделения газа поступает на пункты сбора в виде нефтяной эмульсии – механической смеси нефти и попутно добываемой воды. Образующаяся при перемешивании в скважинах и сборных нефтепроводах дисперсная система (нефтяная эмульсия) характеризуется определённой стойкостью и требует для разделения (деэмульсации) применения специальных средств и технологий. Частичное разрушение эмульсий происходит в нефтесборных коллекторах за счет ввода в скважинную продукцию специальных реагентов (деэмульгаторов) и обеспечения определённых режимов движения эмульсий в трубопроводах. Частичное отделение воды от нефти может происходить в УПСВ (установка предварительного сброса воды) перед сборным пунктом или после него. Неразрушенная эмульсия после ЦСП и УПСВ направляется на УППН (установка промысловой подготовки нефти).

В нефтяной эмульсии мельчайшие глобулы диспергированной воды покрыты бронирующим слоем, который препятствует разрушению (расслоению) эмульсии. На УППН разрушение эмульсии (деэмульсация) обеспечивается за счет ввода в них деэмульгаторов и нагрева. В термоотстойниках установки вода отделяется от нефти. Если при этом содержание минеральных солей в нефти (остаточной воде) имеет высокие значения, процесс термохимической обработки повторяют после ввода в нефть пресной воды (обессоливание нефти).

Одним из показателей качества товарной нефти является давление её насыщенных паров. Чем больше это давление, тем в большей мере нефть испаряется (теряет лёгкие фракции) при контакте с атмосферным воздухом. С целью снижения давления насыщенных паров нефть при её подготовке на промысле может подвергаться горячей сепарации или ректификации.

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 13 141516 17 18 Следующая ⇒