Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения в условиях гидратообразования - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения в условиях гидратообразования

Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
«ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПАВЛОВСКОГО ГАЗОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ»
Павловское газонефтяное месторождение расположено в Чернушинском районе Пермского края, в 15 км восточнее города Чернушки.
Открыто в 1956 году, эксплуатируется с 1958 года. По величине запасов относится к категории крупных месторождений (балансовые запасы более 100 млн. тонн), степень выработки запасов составляет 43 %
В тектоническом отношении приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода. Павловское месторождение располагается в области верхнедевонского мелководного полеошельфа, для которого характерно развитие органогенных построек позднефранкского - фаменского возраста.
В пределах месторождения выявляются следующие поднятия: Березовское, Деткинское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно - Павловское и Григорьевское.
Структурные формы относятся к типу тектоно - седиментационных. Продуктивными на нефть являются турнейские карбонатные, визейские терригенные, башкирские и верейские карбонатные отложения, в верейской залежи (пласт В3В4) установлены промышленные запасы свободного газа.
На территории нефтепромысла действует полигон подземного захоронения нефтепромысловых стоков во франкско - фаменские карбонатные отложения.
В настоящее время на месторождении фонд газовых скважин составляет 44 штуки (в эксплуатации находятся 22 газовые скважины, 2 наблюдательные скважины, в консервации - 12 скважин, в ликвидации - 8 скважин).
Целью данного курсового проекта является анализ эксплуатации скважин в условиях гидратообразования.
Павловское месторождение нефти и газа в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края, в 170 км южнее областного центра г. Перми, месторождение открыто в 1956 году. В опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку - в мае 1962 года.
Территория месторождения относится к зоне умеренно-континентального климата, средняя годовая температура +1,4С. Максимальная температура в июле +37С, минимальная в январе -45С. Осадки в летнее время носят большей частью ливневый характер, нередко сопровождаются грозами, иногда градом. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Высота снежного покрова достигает 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы 126 см. Преобладающее направление ветров - южное - юго-западное.
Площадь Павловского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып, протекающих в меридиональном направлении одна западнее, другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш, Атняшка - левые притоки Таныпа; Трунок, Бизяр - правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.
Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов Павловского месторождения и населенных пунктов, находящихся на территории месторождения, производится от существующей системы фильтровально-насосной станции на р. Быстрый Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения, а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов существующего магистрального водовода Чернушка-Павлово.
Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Долины рек покрыты мелким кустарником, нередко заболочены.
Снабжение электроэнергией скважин и населенных пунктов происходит от государственной высоковольтной линии электропередач.
Недропользователем является ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", владеющий лицензией.
Нефтегазодобывающее предприятие ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" осуществляет добычу нефти и газа в 26 административных районах Пермского края и республики Башкортостан. На балансе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и его зависимых предприятий находятся 139 нефтегазовых месторождений. Годовой объем добычи нефти Группы предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" в 2010 г. составил более 12,6 млн. тонн.
Геологический разрез Павловского месторождения изучен по материалам структурных, поисково-разведочных и добывающих скважин на глубину 2243 м и представлен породами от четвертичного до верхне-рифейского возраста. Сводный геологический разрез Павловского месторождения приведен на рисунке 1.2.1
Выделение стратиграфических горизонтов проводилось по электрокаротажному материалу с учетом исследований керна и палеонтологических характеристик пород на основании сопоставления разрезов скважин Павловского месторождения с разрезами других площадей (Красноярско-Куединской, Батырбайской, Таныпской).
Вскрыт в скв. № 6 и № 35, наибольшая толщина - 67 м в скв. № 35, представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
Вендское время представлено алевролитами и песчаниками толщиной до 68 м.
Сложен терригенными породами: алевролитами, песчаниками, аргиллитами толщиной 7-12 м.
Отложения толщиной 7-12 м представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами.
Нижняя часть тиманского горизонта сложена терригенными породами, верхняя часть - известняками. Толщина горизонта 14-18 м.
Карбонатные породы, саргаевского, доманикового горизонтов - это известняки толщиной 155-194 м.
Отложения представлены известняками и доломитами толщиной до 361 м.
Отложения достигают толщины 102 м, они представлены известняками мелко- и среднезернистыми, прослоями окремнелыми и органогенно-обломочными.
Рисунок 1.2.1 - Сводный геологический разрез Павловского месторождения
Нижне и средневизейский подъярус - C1v
Косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты
Сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками и характеризующиеся сильной литологической изменчивостью по площади. Толщина отложений бобриковского горизонта 12-30 м.
Представлен терригенной и карбонатной пачками, толщиной до 14 - 22 м.
Мощная карбонатная толща сложена известняками и доломитами толщиной 263-338 м.
Представлен известняками и доломитами толщиной 12-30 м.
Сложен известняками и доломитами. К пористым разностям известняков приурочены залежи нефти. Толщина яруса 53-77 м.
Представлен известняками. К проницаемым разностям приурочены промышленные залежи нефти и газа. Толщина 53-65 м.
В каширское время происходило накопления карбонатных осадков, которые позднее были в различной степени доломитизированы. Толщина отложений 64-72 м.
Представлен известняками и доломитами, толщиной 62-81 м.
Поздний карбон сложен доломитами с включениями гипса и известняки с включениями кремня достигают толщины 131-168 м.
В ассельско-сакмарское время формировались известково-доломитовые отложения с прослоями ангидритов.
В артинское время накапливались известково-доломитовые отложения и ангидриты.
В кунгурский век сформировалась региональная карбонатно-сульфатная толща. Общая толщина нижнепермских отложений составляет 429-501 м
Позднепермские отложения в объеме соликамского и шешминского горизонтов имеют толщину до 130 м.
Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских пород. Они сложены преимущественно глинами, суглинками, песками, галечниками и суглинками. Толщина до 20 м.
В современном региональном тектоническом плане территория Павловского месторождения приурочена к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода (рисунок 1.3.1).
Рисунок 1.3.1 - Выкопировка из сводной схемы тектонического районирования Пермского края
месторождение стратиграфия гидратообразование районирование
Ширина вала на юге 25 - 30 км, на севере, в районе Таныпского поднятия, 10 - 15 км. Вал прослеживается по всем горизонтам верхнего палеозоя.
Павловское месторождение объединяет поднятия: Березовское, Деткинское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Григорьевское, которые являются результатом образования верхнедевонских рифогенных массивов в пределах бортовой зоны ККСВ (Камско-Кинельской системы впадин).
Ниже дается краткое описание строения площади по маркирующим горизонтам.
Маркирующая поверхность тиманского горизонта вскрыта в восьми скв. №№ 6, 10, 35, 526, 527, 531, 554, 2102. По данным бурения наивысшее положение тиманской поверхности отмечено в районе скв. №2102. Результаты испытаний скважин показали, что отложения верхнего девона имеют низкие коллекторские свойства, поэтому дальнейшее изучение девона не производилось.
По кровле турнейского яруса четко выделяются все поднятия Павловского месторождения. Наивысшее положение на площади занимают Павловская и Южно-Павловская структуры.
Березовская структура, расположенная на севере Павловского месторождения, имеет северо-западное простирание и состоит из поднятий в районах скв. № 28 и № 243. Севернее скв. №27 возможно наличие еще одной приподнятой зоны, не вскрытой бурением. Размеры Березовского поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 1270 м составляют 6,8 х 4,8 км, амплитуда поднятия 29 м, углы наклона крыльев 4?57ґ - 0?54ґ.
Деткинское поднятие расположено южнее Березовского, отделяется от него небольшим прогибом и состоит из нескольких самостоятельных структур изометричной формы, простирание их - от широтного до субмеридионального, углы наклона крыльев колеблются в пределах 4?57ґ - 0?59ґ.
Барановское поднятие расположено к юго-западу от Деткинского и состоит из двух структур различного простирания. Поднятия в районах скв. №№ 804, 805, 43 объединены общей изогипсой минус 1250 м, размеры общей структуры 5,2 х 1,2 км, амплитуда 41 м, углы наклона восточного крыла 4?54ґ, западного - 0?54ґ. Структура в районе скв.№223 имеет северо-восточное простирание, ее размеры в пределах замкнутой изогипсы минус 1260 м составляют 2,9 х 2,2 км, амплитуда 19 м, угол наклона восточного крыла 3?56ґ, западного 0?51ґ.
Юго-западнее Барановского поднятия находится Улыкское поднятие, в южной и юго-западной частях осложненное куполовидными структурами, выделяемыми по сейсмическим данным. Размеры Улыкского поднятия в пределах изогипсы 1250 м составляют 5,8 х 4,8 км, амплитуда 50 м, углы наклона восточного крыла 4?36ґ, западного - 0?48ґ.
В центральной части площади расположено Павловское поднятие, осложненное несколькими положительными структурами с простиранием от субмеридионального до широтного. Размеры Павловского поднятия 7,5 х 6,2 км, амплитуда 44 м, углы наклона крыльев: северного 2?54ґ, южного - 1?30ґ.
Южно-Павловское поднятие расположено на юге Павловского месторождения и состоит из нескольких самостоятельных структур.
Поднятие изометричной формы в районе скв.№324 в пределах изогипсы минус 1250 м имеет размеры 4,8 х 4,0 км, амплитуда 44 м, углы наклона крыльев 1?30ґ - 1?00ґ.
Расположенное южнее поднятие в районах скв. № 182 и № 219 имеет северо-восточное простирание, его размеры в пределах изогипсы 1250 м составляют 2,4 х 1,0 км, амплитуда 20 м, углы наклона крыльев 3?53ґ - 2?50ґ.
Куполовидное поднятие в районе скв. № 272 имеет размеры 0,9 х 0,8 км и амплитуду 16 м. Углы наклона южного крыла 3?18ґ, северного 1?27ґ.
Юго-восточная часть Южно-Павловского поднятия отделяется небольшим прогибом. Поднятие в районе скв. № 531 оконтурено изогипсой минус 1250 м, его размеры 1,2 х 0,9 км, амплитуда 13 м, угол падения западного крыла 4?50ґ, южного - 1?55ґ.
Куполовидное поднятие в районе скв. № 554 в пределах изогипсы минус 1270 м имеет размеры 0,6 х 0,5 км, амплитуда 18 м, угол наклона северо-западного крыла 4?18ґ, южного 1?59ґ.
Григорьевское поднятие расположено восточнее Павловского и осложнено структурами: в районах скв. № 1053, 2376, 2200 и между скв. № 52 и № 58.
Поднятие в районе скв.№1053 изометрической формы оконтурено изогипсой минус 1260 м, его размеры 2,0 х 1,2 км, амплитуда 28 м, углы наклона - северо-западного 4?28ґ, юго-восточного - 3?14ґ.
Поднятие в районе скв.№2376 северо-западного простирания в пределах изогипсы минус 1260 м имеет размеры 1,9 х 1,1 км, амплитуду 24 м, углы падения юго-западного крыла 2?52ґ, северо-восточного - 3?26ґ.
Поднятие в районе скв. № 2200 субширотного простирания имеет размеры 0,6 х 0,3 км, амплитуду около 5 м, углы падения крыльев 1?50ґ - 1?30ґ.
К востоку от Григорьевского поднятия по данным сейсморазведки в районе скв. № 51 выделена самостоятельная структура северо-западного простирания, которая относится к Восточно-Григорьевской площади. Углы падения крыльев изменяются от 0?03ґ до 1?54ґ.
По кровле терригенной части тульского горизонта наблюдается уменьшение амплитуд структур, рассмотренных ранее и уменьшение углов наклона крыльев.
На Березовском поднятии раскрывается южная периклиналь, уменьшаются размеры и амплитуда структуры в районе скв. № 243.
На Деткинском поднятии общее простирание структур сохраняется, а амплитуда уменьшается до 13 - 18 м, углы наклона крыльев составляют 3?50ґ - 0?50ґ.
Простирание структур, входящих в Барановское поднятие, сохраняется, а амплитуда уменьшается до 14 - 24 м, углы падения крыльев становятся положе и составляют 3?53ґ - 0?50ґ.
На Улыкском поднятии амплитуда уменьшается до 33 м, но размеры почти сохраняются, углы падения уменьшаются до 2?00ґ - 0?36ґ.
На Павловском поднятии также происходит уменьшение амплитуды структуры до 33 м, углы падения изменяются мало - до 2?22ґ - 1?16ґ.
На Южно-Павловском поднятии происходит уменьшение амплитуды всех структур, форма структур сглаживается, углы падения уменьшаются.
На Григорьевском поднятии, как и по нижележащему турнейскому плану, выделяется 4 самостоятельные структуры, их размеры почти сохраняются, но амплитуда уменьшается до 4,0 - 19,0 м, углы падения - до 3?24ґ- 0?49ґ.
По маркирующей поверхности башкирского яруса прослеживаются все поднятия. Уменьшаются углы падения крыльев, отмечается смещение отдельных структур по сравнению с нижележащими планами. Наивысшее положение на площади занимают Павловская и Южно-Павловская структуры.
На Березовском поднятии наблюдается смещение сводовой части структуры в районе скв. № 32, структура в районе скв. № 243 по изогипсе минус 840 м раскрывается в южном направлении.
На Деткинском поднятии на месте структуры в районе скв. № 217 рисуется структурный нос северо-западного простирания. Остальные структуры, сохранив простирание, уменьшились по амплитуде до 8 - 13 м, углы падения составляют 0?57ґ- 0?10ґ.
На Барановском поднятии единая прежде высокоамплитудная структура по башкирскому плану состоит из трех малоамплитудных зон северо-западного простирания, углы падения западного крыла составляют 3?26ґ, восточного - 0?51ґ. Структура в районе скв.№223 приобретает более плавные очертания, уменьшаясь по амплитуде до 8 м, углы наклона составляют 2?17ґ- 0?37ґ.
На Улыкском поднятии выделено несколько малоамплитудных поднятий, объединенных общей изогипсой минус 810 м амплитуда поднятия уменьшилась до 22 м, углы падения до 0?54ґ- 0?18ґ.
Павловское поднятие, почти сохраняясь в размерах, выполаживается, амплитуда уменьшается до 28 м, углы наклона - до 1?18ґ- 0?15ґ.
На Южно-Павловском поднятии прослеживаются все выделенные по нижележащим планам структуры, но происходит некоторое смещение их сводовых частей. Малоамплитудные по отдельности, они объединены общей изогипсой минус 810 м, в пределах которой амплитуда составляет 29 м. Углы наклона крыльев равны 0?30ґ- 0?28ґ.
Восточная часть Южно-Павловского поднятия сохраняет свое строение, размеры структур в районах скв. № 531 и № 554 сокращаются до 0,4 х 0,2 км, амплитуда до 2 - 10 м, углы наклона крыльев - до 0?57ґ- 0?14ґ.
Между Григорьевским и Павловским поднятиями исчезает прогиб. Все четыре структуры Григорьевского поднятия оконтурены изогипсами минус 800 м и объединены общей изогипсой минус 810 м, в пределах которой размеры составляют 5,0 х 4,8 км, амплитуда 19 м. Углы наклона уменьшаются до 1?00ґ- 0?21ґ.
На Павловском месторождении промышленно нефтеносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (пласты Т2, Т1), нижне-средневизейский терригенный комплекс (пласты Рд, Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а,), окско-серпуховско-башкирский карбонатный комплекс (пласты Бш2, Бш1), верейский карбонатный комплекс (пласт В3В4).
Ниже приводится описание продуктивных пластов по каждому нефтегазоносному комплексу, где имеются запасы свободного газа.
Верхне-визейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На Павловском месторождении нефтеносными являются пласты Бш1 и Бш2. Проницаемый пласт Бш1 выделяется примерно в 4 - 7 м от кровли башкирского яруса и прослеживается во всех скважинах месторождения. Общая толщина пласта изменяется от 7 м до 16 м, причем 75 % скважин имеют толщину 10 - 14 м, т. е. в основном пласт довольно выдержан по толщине. В составе пласта выделяются от 1 до 11 проницаемых пропластков, чаще встречается 1 - 5, в 86 % скважин их число равно 2 - 4. Эффективная толщина пласта меняется от 0,6 до 8 м, 90 % скважин имеют толщину 1 - 5 м.
Эффективная толщина от общей составляет 21 - 23 %. Коэффициент расчлененности равен 2,3 - 3,13.
К пласту Бш1 приурочена залежь нефти, объединяющая Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, две небольшие залежи на Барановском поднятии в районах скв. № 161 и № 286, залежь в районе скв. № 531 на Южно-Павловском поднятии и газовая шапка на Григорьевском поднятии.
От вышележащего пласта Бш1 пласт Бш2 отделяется толщей глинистых известняков от 2 до 4 м. В ряде скважин в связи с замещением проницаемых прослоев в кровле пласта Бш2 и подошве Бш1 величина глинистого раздела увеличивается. Пласт довольно четко прослеживается по всей площади месторождения, его общая толщина изменяется от 11 до 27 м, причем в 80 % скважин она находится в пределе 16 - 21 м. Пласт на 33 - 39 % состоит из коллектора, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1 до 16 м, наибольшая частота встречаемости 3 - 9 м (75 % скважин). Пласт расчленен, коэффициент расчлененности составляет 5 -6,64. Количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 11, в 71 % скважин число проницаемых прослоев 4 - 7.
К пласту Бш2 приурочены залежи нефти на поднятиях: Барановском (район скв. № 2140), Улыкском, Павловском, Южно-Павловском и Григорьевском.
Из 151 скважины, вскрывшей перфорацией башкирские отложения, основная доля приходится на пласт Бш1. Совместное испытание двух пластов проведено в 26 % скважин, поэтому обоснование ВНК проведено для суммы пластов Бш1 и Бш2.
Размеры залежей составляют 0,4 - 17,0 х 0,2 - 15,0 км, этаж нефтеносности от 0,2 до 38,3 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 810 м до минус 825 м.
Размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК минус 807 м составляют 1,9 х 1,0 км, этаж газоносности 10,7 м. Тип залежи пластовая сводовая.
1.5 Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт В3В4 повсеместно распространен по площади месторождения, замещение его глинистыми породами отмечено в 20 скважинах. Толщина пласта составляет 8 - 16 м, толщина проницаемой части изменяется от 1,4 до 13 м. На Березовском поднятии наибольшие значения эффективной толщины отмечаются в северо-восточной (скв. № 6 - 9,3 м) и южной (скв. № 10 - 9,6 м) частях. На Деткинском поднятии эффективная толщина пласта увеличивается в восточном направлении, достигая наибольшего значения 10,6 м в скв. № 226. На основной части месторождения, включающей Барановское, Павловское, Улыкское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, увеличение эффективной толщины происходит в восточном, юго-восточном и южном направлениях, наибольшее значение отмечается в скв. № 316 - 12,4 м.
В составе пласта выделяется 1 - 10 проницаемых прослоев. Доля коллектора по поднятиям составляет 0,39 - 0,53, коэффициент расчлененности 4,36 - 5,93.
Нефтепроявления по керну отмечены до абсолютных глубин минус 781,8 - 821,1 м.
На месторождении выделяются две газовые залежи на Деткинском поднятии (районы скв. №№ 289, 258) и две нефтегазовые - на Березовском поднятии и в основной части месторождения, включающей Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия.
Размеры газовой залежи составляют 0,8 - 2,8 х 0,9 - 1,9 км, в пределах ГНК от минус 803 м до минус 817 м, этаж газоносности 3,9 - 8,0 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. Размеры нефтяной части залежи в пределах ВНК минус 827 м составляют 4,9 х 4,0 км, этаж нефтеносности 10 м.
На основной части месторождения выделяется газонефтяная залежь с двумя газовыми шапками - на Григорьевском поднятии и объединяющая Барановское, Улыкское, Павловское и Южно-Павловское поднятия.
Размеры газовой шапки 4,8 - 15 х 5,8 - 10 км, этаж газоносности 15,1 - 23,5 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 0,6 - 11,6 м.
Размеры нефтяной залежи в пределах ВНК минус 790 - минус 798 м составляют 0,2 - 17 х 0,6 - 18 км, этаж нефтеносности 6,7 - 13 м, тип залежи - пластовая сводовая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 7,2 м, средневзвешенное значение равно 3,8 м.
Физико-химические свойства газа и воды
Таблица 1.5.1 - Компонентный состав природного газа
Таблица 1.5.2 - Компонентный состав попутного нефтяного газа
Таблица 1.5.3 - Физико-химические свойства воды
Вязкость в пластовых условиях, МПа•с
Плотность в пластовых условиях, кг/м3
2.1 Осложнения при эксплуатации газовых скважин
Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т.д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.
Нарушение условий, влияющих на установление технологического режима работы газовых скважин, или невозможность их учета в полной мере приводит к различным осложнениям при эксплуатации. Рассмотрим основные виды осложнений и мероприятия по их устранению.
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин
Многие газовые и газоконденсатные месторождения страны эксплуатируются при упруговодонапорном режиме, причем в отрасли растет число месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки с естественным закономерным обводнением продукции скважин.
В работе газовой скважины можно выделить четыре периода. Первый период - безводный. Во втором периоде происходит накопление притекающей воды в стволе сначала без выноса ее на поверхность и с образованием пленки на стенках труб (первая фаза периода), а затем с выносом ее в виде диспергированных капелек потоком газа. Третий период характеризуется тем, что, сколько воды притекает в скважину, столько же ее выносится на поверхность. При этом в стволе имеется определенный объем накопившейся воды. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа, либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются, особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает четвертый период, характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника. Так как при этом приток воды продолжается, то скважина захлестывается водой и прекращает работу. Наступает «самоглушение» скважины водой. С позиций интенсификации работы обводняющейся газовой скважины в четвертом периоде выделяем две фазы: естественного выноса воды и принудительного ее удаления.
Начало принудительного удаления воды и длительность четвертого периода следует устанавливать из экономических расчетов себестоимости добычи газа и народнохозяйственной эффективности. Отметим только, что в обводняющихся газовых скважинах фонтанные трубы должны спускаться до нижних отверстий фильтра, особенно при малых депрессиях давления.
Для принятия решений по интенсификации работы и способам дальнейшей эксплуатации обводняющейся газовой скважины необходимо располагать данными о расходе притекающей воды или объеме накопившейся в скважине воды, об условиях ее выноса или принудительного удаления.
Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин можно подразделить на способы, уменьшающие поступление воды в скважину, и способы, освобождающие ствол от поступившей воды.
Уменьшение поступления вод в скважину достигается регулированием потоков в пласте, изоляцией скважины от поступления пластовых вод (изоляция обводившихся пропластков смолами, цементным раствором, пеной и другими материалами; установка горизонтальных экранов при конусообразовании вод; селективное вскрытие пропластков; исправление герметичности колонн и цементного камня), а также ограничением отборов газа до исключения поступления воды из пласта.
Способы принудительного удаления воды подразделяем на газогидродинамические, физико-химические и механизированные.
Освобождать ствол скважины от воды можно путем подъема на поверхность либо подачи в поглощающий пласт (тот же или другой). Первая подгруппа способов предусматривает создание скоростей газа больше критической для выноса, диспергирование жидкости или остановки для поглощения жидкости пластом. Наибольшее применение из них нашли периодические продувки скважины.
Наиболее широкое применение из всех способов удаления воды получил физико-химический способ - ввод в скважину пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидком виде. Сущность способа состоит в том, что при закачке водного раствора пенообразующего ПАВ в скважину, растворенного в пластовой воде и прохождении газа образуется пена. Так как плотность пены значительно меньше плотности воды, то она выносится газовым потоком при скоростях всего 0,1-0,2 м/с, то есть в 50 раз меньше, чем для воды. В качестве пенообразующих ПАВ применяют ОП-10, превоцелл, сульфанол и др. Концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, составляет 2-3 г/л. При наличии газоконденсата концентрацию ПАВ увеличивают.
Для предупреждения замерзания в зимних условиях в водный раствор ПАВ вводят антифриз (метанол, гликоль, хлористый кальций). Раствор ПАВ закачивается в затрубное пространство посредством передвижного или стационарного агрегата любого типа, основные элементы которого - емкость для раствора ПАВ и насос. Периодический и непрерывный ввод ПАВ можно проводить с помощью различных аппаратов и устройств, устанавливаемых на устье скважины, а также с помощью метанольной установки капельного типа.
Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутаны), взаимодействуя с водой, способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.
Уменьшение температуры ДТ связано с уменьшением давления Др уравнением:
еr - среднеинтегральный коэффициент Джоуля - Томсона или дроссельный коэффициент (дросселирование - понижение давления при прохождении газа или жидкости через дроссель - местное гидравлическое сопротивление)
Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6-17 молекул воды, например СН4·6Н2О; С2Н6·8Н2О; С3Н8;17Н2О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.
Гидраты представляют собой физико-химическое соединение воды с углеводородными газами.
По внешнему виду гидраты похожи на рыхлый снег с желтоватым оттенком, или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду. Безгидратный режим работы возможен при условии:
Рр и Тр - равновесные давление и температура гидратообразования, которые определяют экспериментально.
Причем, чем выше давление, тем выше Тр. В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической:
Таблица 2.3.1. - Температура гидратообразования
Влияние неуглеводородных компонентов и свойств природного газа на гидратообразование.
Увеличение процентного содержания сероводорода углекислого газа приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Например, при давлении 50атм. для чистого метана температура образования гидратов составляет 6оС, а при 25-ом содержании H2S она достигает 10оС. Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов, т. е. в этом случае гидраты становятся менее устойчивыми. Например, если в природном газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты его при температуре 10°С остаются устойчивыми до давления 34 атм., если же в газе содержится 18% азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 30 атм.
Для образования гидратов в жидких углеводородных газах требуются более высокое давление и более низкие температуры. В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.
Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах
Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения в условиях гидратообразования курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат Молодежная Безработица
Организация Рабочего Места Токаря Реферат
Гимнастика В Наше Время Реферат
Реферат: Финансовая политика как инструмент регулирования экономики
Курсовая работа по теме Сейсморазведочные работы на поисковом этапе в пределах Игольско-Талового куполовидного поднятия
Контрольная работа: Интернет-магазин: сущность и достоинства
Реферат по теме Абрахам Маслоу: гуманистическая теория личности
Реферат по теме Форд Мондео
Отчет по практике по теме Система управления персоналом в организации
Эссе Пример Написания Про Себя
Сочинение На Тему Культура Стран Халифата
Курсовая работа: Возможности формирования гражданского общества в России. Скачать бесплатно и без регистрации
Статья На Тему Психологические Индикаторы Проблем Визуальной Коммуникации Субъекта Профессиональной Деятельности
Реферат На Тему Революция Цен Нового Времени
Сочинение Воображение 9.3 Цыбулько 2022
Реферат: Город в творчестве А. Блока. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Особенности хозяйственного развития Древней Греции и Древнего Рима
Курсовая Работа На Тему Внешнеэкономическая Деятельность Предприятий
Сочинения По Русскому На Лингвистическую Тему
Реферат: Калифорнийская золотая лихорадка
Країнознавство: Австралія - География и экономическая география курсовая работа
Палеомагнетизм и магнитостратиграфия - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Внутренние воды России - География и экономическая география презентация