- •Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.
- •2. Влажность газа и образование гидратов.
- •3. Уравнение материального баланса газовой залежи.
- •Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •2. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •3. Системы размещения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •Плотность газа: абсолютная и относительная.
- •2. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.
- •3. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.
- •Метода предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •2. Использование турбодетандера для охлаждения газа.
- •3.Газовые, газоконденсатные и газогидратные залежи. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей.
- •Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля Томсона.
- •2. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
- •Динамическая и кинематическая вязкость газа.
- •Дросселирование и энтальпия газа.
- •3. Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.
- •Критические параметры газа: Ткр , Ркр .
- •2. Низкотемпературная сепарация газа.
- •3.Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.
- •Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.
- •2. Методы интенсификации массообмена при абсорбции. Барботажный и распыливающий абсорберы.
- •3. Понятие рациональной системы и выбор оптимального варианта разработки месторождения.
- •2. Использование турбодетандера для охлаждения газа.
- •3. Средневзвешенные пластовые давления в залежи и зоне отбора газа. Понятие о депрессионной воронке.
- •2. Рабочая и равновесная линия абсорбера
- •3. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.
- •1. Исследование скважин на установившейся режим
- •2. Методы стабилизации конденсата.
- •3. Факторы ограничивающие производительность скважин
- •1.Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.
- •2. Характеристика абсорбентов и их регенерация
- •2. Извлечение тяжелых углеводородов из газа методом масляной абсорбции.
- •3. Газовая залежь как единое целое. Понятие об удельных объемах дренирования.
- •1. Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •2. Многофункциональный абсорбер.
- •3. Этапы проектирования разработки месторождения.
- •2. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
- •3. Способы разработки газоконденсатных залежей
- •2. Сепарация газа. Типы сепараторов. Критическая скорость.
- •3. Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений.
- •1. Исследование газовых скважин на неустановившихся режимах притока.
- •2. Адсорбционная осушка газа.
- •3. Показатели разработки газовых и газоконденсатных залежей.
- •1. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •2. Состав газа и конденсата, способы его выражения.
- •3. Особенности поведения газоконденсатных систем при разработке месторождений.
- •1.Расчет забойного давления в работающей газовой скважине по давлению на её устье.
- •2. Абсорбционная осушка газа.
- •3. Периоды разработки по способам транспортировки газа.
- •1. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.
- •2. Многофункциональный абсорбер.
- •3.Способы вскрытия пластов на многопластовых месторождениях.
- •Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •Извлечение тяжелых углеводородов из газа методом масляной абсорбции.
- •3. Системы разработки многопластовых месторождений.
- •Особенности эксплуатации газовых скважин в условиях ммп.
- •2. Характеристики адсорбентов и их регенерация.
- •3.Понятие «средней скважины» при расчетах показателей разработки месторождений.
- •Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •Движущая сила и формула массообмена
- •3. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях
- •Водоизоляционные работы в скважинах
- •Сепарация газа. Типы сепараторов. Критическая скорость
- •Периоды разработки по степени изученности месторождений
- •Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •2. Характеристики адсорбентов и их регенерация
- •3. Определение потребного количества скважин при разработке месторождения.
- •1. Задачи подземного хранения газа и виды подземных хранилищ.
- •2.Дросселирование и энтальпия газа.
- •3. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.
- •Влажность газа и образование гидратов.
- •3.Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа.
- •Плотность газа: абсолютная и относительная
- •3. Определение пластового давления по заданному отбору газа
- •Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •Низкотемпературная сепарация газа
- •3. Теория «укрупненной скважины».
- •Помывка песчаных пробок в газовых скважинах.
- •3.Периоды разработки месторождений по объемам добычи газа.
- •2.Уравнение материального баланса абсорбера
- •3.Основные положения проекта разработки месторождения
- •2.Адсорбционная осушка газа.
- •3.Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений.
- •Методы стабилизации конденсата.
- •3.Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •3.Системы разработки нефтегазоконденсатных (газоконденсатонефтяных) залежей.
- •Критические параметры газа: Ткр , Ркр .
- •2.Рабочая и равновесная линия абсорбера
- •3.Основные тенденции совершенствования систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений
3. Определение пластового давления по заданному отбору газа
Для определения динамики пластового давления используется уравнение материального баланса. , строится график зависимости Р(t)/z(t)÷Qдоб(t).
№29
Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
Для строительства ПХГ в водоносных горизонтах необходимо, чтобы в одном месте присутствовали сразу все необходимые геологические факторы:
· подземная структура в виде свода (купола), покрытого газонепроницаемым слоем - кровлей пласта, имеющим достаточную протяжённость, чтобы обеспечить необходимую емкость хранилища;
· под куполом - коллектор, пласт породы для хранения газа, обладающей достаточными пористостью и проницаемостью, чтобы обеспечить желаемые емкость и продуктивность;
· комплекс непроницаемых пород - покрышку, закрывающую этот резервуар, чтобы исключить утечку газа вверх.
Для организации ПХГ используются относительно небольшие геологические структуры – площадью несколько квадратных километров и часто малоамплитудные. Очень многие используемые структуры имеют разницу высот дна и верхушки купола (амплитуду) всего 10–15 метров.
Принцип работы: Газ из магистрального трубопровода с помощью газомоторных компрессоров, газотурбинных установок или турбин с электроприводом закачивается под нужным давлением в водоносный пласт , лежащий между водонепроницаемыми кровлей и подошвой. Природный газ магистрального газопровода 1 по соединительному газопроводу 2 поступает на территорию станции подземного хранения газа 3. Очищается от пыли в пылеуловителях 4, сжимается в компрессорной станции 5. Затем очищается от паров масла в сепараторах 6, охлаждается в градирне 7, очищается от остатков масла на установке очистки 8 и поступает на газораспреде-лительный пункт 9. Здесь измеряется его расход по каждой скважине и производится распределение газа по эксплуатационным скважинам 10, через которые газ нагнетается в водоносный пласт 11.
Заполняя поры и трещины горной породы, газ вытесняет воду и скапливается в сводовой части структуры под непроницаемой покрышкой 15, образуя подземное хранилище. Часто в толще осадочных пород наблюдаются выклинивания пластов 16, литологические изменения 18 и другие аномалии. Все эти особенности имеют существенное значение для создания хранилища газа. Большие осложнения могут вызывать разрывные нарушения 20, через которые газ может просочиться из хранилища в вышезалегающие породы и даже прорываться на поверхность земли. За этим следят с помощью контрольных 21 и наблюдательных 22 скважин, вскрывающих основной 11 и контрольный 19 водоносные пласты.Газ, утекающий из основного пласта, накапливается в контрольном, иногда там образуется вторичная залежь 23. При отборе газ выходит из хранилища за счет пластового давления по шлейфам 12. Идет на газораспределительный пункт, где очищается от воды в сепараторах 13, измеряется и затем осушается в установке осушки 14, откуда подается в магистральный газопровод 1. Давления в скважинах всегда достаточно для того, чтобы при отборе обойтись без компрессоров.
В период создания, в первый эксплуатационный цикл, газ закачивается в нетронутый водоносный пласт, и начальный запас его в пласте равен нулю. На проектную мощность газохранилище выходит через пять и более циклов отбора-закачки с постепенным наращиванием запаса газа в пласте и процента отбора, при этом обычно растёт и проницаемость породы, и её эффективная пористость. Только через несколько лет после окончания строительства подземное хранилище газа выходит на стабильный режим циклической эксплуатации. За эти годы газоносный объем искусственной залежи приобретает свою окончательную форму, и потом её уже трудно изменить.
Цикл работы газохранилища, продолжительность которого обычно равна одному году, состоит из четырех этапов:· закачка газа,· простой – период между окончанием закачки и началом отбора,· отбор газа,· простой хранилища – период между окончанием отбора и началом следующей закачки.
На первом этапе производится закачка природного газа в пористый водоносный пласт. Сначала газ начинают закачивать в скважины, ближе всех расположенные к макушке купола. По мере того, как граница воды и газа опускается вниз, в работу включаются всё новые и новые скважины. Это делается для того, чтобы в теле газового "пузыря" не образовались мокрые пятна - островки породы, заполненные не ушедшей водой.
Следующий за закачкой этап – простой газохранилища. В это время газ и вода стремятся войти в равновесие: за счёт избыточного давления оставшегося от закачки и при неизменной массе газа внутри пласта, объем газовой области еще продолжает увеличиваться какое-то время, а давление уменьшаться, стремясь к пластовому. Вода, не ушедшая из области газа или оставшаяся в полузамкнутых порах, просачивается вниз или испаряется. Если бы этот процесс продолжался несколько лет, то газовая область с увеличением ее объема и уменьшением давления до пластового пришла бы в состояние равновесия с окружающей водой.
Далее начинается отбор газа. Технолог-оператор должен регулировать очерёдность включения и расход по каждой из включённых скважин таким образом, чтобы уровень воды повышался равномерно по всей площади ПХГ, чтобы не получилось прорывов воды в область газа и газовые пузыри не оказались изолированы внутри области воды. При этом уменьшается количество газа в газовой полости, уменьшается давление и объем газовой полости.
При простое между окончанием отбора и началом следующей закачки, вода продолжает вытеснять газ из полости, объем газовой области уменьшается, а давление увеличивается. Часть пузырей газа, которые во время отбора оказались изолированы в слое воды, прорываются к основной массе газа, граница газоводяного контакта выравнивается.
Два периода простоя нужны для того, чтобы система ПХГ улежалась и созрела - так проще переходить от закачки к отбору и наоборот. Но при малых объёмах закачки и отбора, когда ПХГ используется для сглаживания, допустим, недельных колебаний потребления, периоды простоя сводят к чисто символическому минимуму.
Процесс эксплуатации газовой залежи в основном контролируется путем измерения двух параметров – давления в подземном газохранилище и объема отбора и закачки газа. А вот точек отбора этих данных бывает много, до сотни эксплуатационных и контрольных скважин. Появление газа в контрольной скважине при закачке означает что хранилище заполнено до этого места. Появление воды в эксплуатационной скважине при отборе - что эту скважину уже пора закрывать, потому что вода поднялась до самой трубы.
Хранилища эксплуатируются при более напряженном режиме, чем природные залежи. Если на природных месторождении процессы происходят в основном монотонно, в течение нескольких месяцев отборы газа из залежей практически не изменяются, то в ПХГ они скоротечны. В течение нескольких дней отбор газа изменяется от максимального до нуля, а иногда сменяется и закачкой газа.