газоконденсатные залежи методы исследования на газоконденсатность параметры газоконденсатной среды
Параметры, характеризующие газоконденсатность
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ
ЛЕКЦИЯ 8. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
Пластовая смесь газоконденсатных месторождений состоит в общем случае из большого числа углеводородных соединений, каждое из которых имеет свою физико-химическую характеристику. В смесь входят в разных соотношениях соединения (в пласте первоначально все они находятся в растворенном газовом состоянии):
жидкие тяжелые углеводороды
Газоконденсатные исследования имеют следующую классификацию:
ПЕРВИЧНЫЕ исследования разведочных и первых эксплуатационных скважин. Проводится полный комплекс для изучения газоконденсатной характеристики (запасы, свойства, состав по площади и разрезу). По составу углеводородной смеси можно уже судить о наличии или отсутствии нефтяной оторочки.
ТЕКУЩИЕ исследования проводятся для уточнения запасов и потерь конденсата в процессе разработки месторождения, для обоснования объемов добычи конденсата.
Газоконденсатную характеристику выражают следующие параметры:
Рис. 10. Изотермы конденсации пластового газа
Рис. 11. Изобары конденсации пластового газа
— давление максимальной конденсации – давление, при котором происходит максимальное выпадение конденсата при одной и той же температуре сепарации (рис. 12);
Рис. 12. Давление максимальной конденсации на изотермах конденсации
Исследования на газоконденсатность проводят комплексно: в промысловых и лабораторных условиях:
— промысловые проводятся на устье скважины, в различных точках
движения газоконденсатной смеси с отбором проб газа, конденсата;
— лабораторные проводятся на специальных установках УГК-3,
УФР-2 с рекомбинацией проб, отобранных в промысловых условиях.
Потенциальное содержание конденсата qпк необходимо для подсчета запасов конденсата, для обоснования объемов его добычи. По изотермам конденсации назначается оптимальный режим работы сепарационного оборудования. Оборудование должно работать при давлении максимальной конденсации и максимально отрицательной температуре сепарации. По величине давления начала конденсации Рн.к. можно судить о типе и фазовом состоянии газоконденсатной залежи. Построение изобар конденсации позволяет сократить объем обязательных промысловых исследований, т.к. изобары имеют линейную зависимость выпадения конденсата от температуры сепарации. Перечисленные параметры в течение всего срока разработки газоконденсатной залежи могут существенно изменяться, что диктует необходимость периодичности газоконденсатных исследований.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Исследования газоконденсатной залежи
Газоконденсатная характеристика залежи включает комплекс параметров, таких, как
На газоконденсатных месторождениях исследования скважин на газоконденсатность проводят при помощи сепараторов, устанавливаемых у устья скважин. В сепараторе продукция скважин разделяется на жидкую и газообразную фазы. Глубинные пробы не отбирают, что связано с движением на забое скважин большинства газоконденсатных месторождений двухфазных систем.
При проведении исследований с отбором промышленных количеств газа предусматривается монтаж сепаратора и исследовательской аппаратуры у устья скважины. Дебит скважины устанавливают исходя из условия обеспечения у башмака фонтанных труб скорости 4 м/с и более, депрессия не должна превышать 10 % от пластового давления.
Сепаратор выбирают из условия обеспечения полного разделения жидкой и газообразной фазы, при этом он работает при дебитах, не превышающих 50 % его номинальной пропускной способности. Схема обвязки сепаратора показана на рис.1.
Давление в сепараторе регулируется с помощью штуцера, чтобы оно было меньше или равно половине давления на устье скважины. Проводят несколько серий опытов, измеряют газоконденсатный фактор, т.е. выход сырого конденсата в см 3 на 1 м 3 газа сепарации, и отбирают пробы газа и конденсата.
Пробы газа сепарации и сырого конденсата, отобранные в процессе промысловых исследований, подвергают анализам. Сырой конденсат, отобранный в контейнер, предварительно дегазируют.
Затем приступают к исследованию фазовых превращений газоконденсатных смесей. Результаты этих исследований позволяют предсказать динамику состава газа и конденсата, их количественное соотношение на различных этапах разработки месторождения. Исследования проводятся на рекомбинированных пробах, отобранных в процессе промысловых исследований.
Рис.1.Схема расположения оборудования п ри газоконденсатных исследованиях скважин
1 – скважина; 2 – манометры; 3 – термокамеры; 4 – соединительная линия; 5 – сепаратор; 6 – предохранительная мембрана; 7 – штуцер; 8 – краны для замера конденсата; 9 – выкидная линия газа; 10 – узел замера газа; 11 – кран отбора газа; 12 – задвижка; 13 – выкид конденсата; 14 – емкость для сбора конденсата.
Документы
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ
VII. 1. МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ
Исследование месторождений на газокондснсатность проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходным» для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений и переработки конденсата. Определение парамегров газоконденсатной системы в настоящее время проводится несколькими методами. Наибольшее распространение получила методика исследования скважин на газоконденсатность, разработанная ВНИИГазом и рекомендованная в качестве инструкции.
Разработанные до настоящего времени методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при следующих условиях.
Определении газоконденсатной характеристики на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами, обусловливающими значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные услоння выноса жидкости с забоя.
Использовании существующего на промыслах наземного оборудования в комплексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.
Определении газоконденсатной характеристики при наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообраэования.
Необходимости сокращения продолжительности исследования на газоконденсатность с целью охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, а также средств на исследовательские работы.
Все методы исследования па газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Принципиальная разница этих методов состоит в количестве разделяемой на фазы газоконденсатной смеси при промысловых исследованиях на газоконденсатность.
Наиболее часто используемая методика ВПИИГаза требует разделения на фазы всего потока в промышленных сепараторах после одно-, двухдневной продувки скважины, что позволяет стабилизировать вынос жидкости с забоя и избежать неравномерности распределения фаз по сечению трубы, влияющей на качество получаемых результатов при частичном отборе газа из скважины. Отсутствие более эффективных и точных методов вынуждает использовать данную методику, несмотря на ее трудоемкость и громоздкость применяемой при этом аппаратуры.
Поэтому поиски других способов исследования на газоконденсатность в основном были направлены на разработку методов, требующих более облегченных конструкций исследовательской аппаратуры. Вопросы, связанные с потерями конденсата в призабойной зоне, исследования тощих газоконденсатных систем, низко-продуктивных пластов с длительной стабилизацией, наличием ингибиторов и др. остались нерешенными и в настоящее время. Причина — отсутствие строгой связи при поисках новых методов исследования на газоконденсатность со смежными областями, такими, как подземная газогидродинамика, трубная гидравлика двухфазных смесей с фазовыми превращениями и изучением газоконденсатных систем. В основу всех методов исследования на газоконденсатность положено неравномерное распределение фаз по сечению трубы.
Один из методов допускает, что неравномерность распределения фаз по сечению можно исключить, если перед местом отбора небольшой части потока установить смеситель. Тогда после смесителя, обеспечивающего однородность потока, нет необходимости разделения на фазы всего потока в промышленном сепараторе и для исследования на газокондснсатность на малой термостатируемой установке
ва эмалей, являются недефицитные и недорогие материалы — кварцевый песок, полевой шпат и бура — 80 —85% по весу.
Метод оплавлений эмалей, основанный на использовании энергии электромагнитного поля высокой, повышенной или промышленной частоты, позволяет эмалировать трубы и крупногабаритные изделия в заводских условиях без применения печей. Эмалирование труб ведется на станках-автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности.
Испытания стеклоэмалевых покрытий труб на химическую стойкость и механическую прочность и промышленное внедрение индукционного способа эмалирования на ряде заводов, а также положительные результаты по укладке на газопроводах дают основание применять стекло эмалевые покрытия для защиты труб от коррозии и на сероводородсодержащих месторождениях.
Специальные замковые соединения позволяют применять эмалированные НКТ со стандартной резьбой.
Коррозионно-абразивный износ оборудования [8]
Добываемый и транспортируемый газ содержит механические примеси: частицы песка, барита, гематита, глины и продукты коррозии, которые могут вызывать абразивное изнашивание деталей наземного и подземного оборудования. Детали фонтанной арматуры, поворотные участки наземных трубопроводов, обвязка аппаратов сепарационной установки подвергаются интенсивному разрушению вследствие ударного и ударно-скользящего воздействия на поверхность металла твердых частиц, часто находящихся в жидкости.
Особенно интенсивному изнашиванию подвергаются фланцевые, резьбовые и сварные соединения, запорная арматура и уплотняющие элементы в виде колец разных типоразмеров. Нарушение плотности запорного элемента вследствие попадания в места сопряжения механических примесей в конечном итоге приводит к выходу из строя всей задвижки. Присутствие в газовом потоке даже незначительного количества абразивных частиц способствует увеличению скорости процесса коррозионного изнашивания. Например, износ клинкета одной из задвижек составил 15 —20 мм.
Газоабразивному изнашиванию подвергаются технологические линии газосборных пунктов и элементы технологического оборудования газораспределительного блока.
При снижении пластового давления в процессе разработки залежи часть горного давления передается «скелету» пласта и вызывает его деформацию. При этом каналы пор и трещины уменьшаются. Вследствие этого происходит снижение прочности пород, слагающих пласт, вплоть до разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических примесей из забоя скважин.
Основная причина выноса механических примесей — разрушение газоносного пласта при повышенных депрессиях на пласт и высоких дебитах, особенно в случае коллекторов, представленных слабосцементированными породами. Это приводит к образованию песчаных пробок на забое и в стволе скважины, интенсивному изнашиванию НКТ, в первую очередь в местах резьбовых соединений, а в последующем к обрыву или смятию колонны. На вынос примесей из забоя скважин оказывают влияние высокие депрессии при освоении и эксплуатации, применение при ремонтных работах в качестве промывочной жидкости воды, не обработанной специальными химическими реагентами. Появление в продукции скважины пластовой воды приводит к резкому снижению прочности слабосцементированных коллекторов и даже превращению их в рыхлые коллекторы, образованию пробок или выносу песка из скважины, что приводит в свою очередь к газоабразивному износу оборудования.
Максимально допустимый рабочий дебит скважин, устанавливаемый в зависимости от устойчивости пород-коллекторов, исключающий разрушение пласта, уменьшается в процессе разработки месторождений. Приводимые в литературе ограниченные нормы выноса песка, не приводящие к разрушению пласта, на практике приводят к таким серьезным последствиям, что не могут быть рекомендованы для применения. Кроме того, в процессе эксплуатации прочность практически всех коллекторов снижается и наряду с подвижкой вышележащих пород приводит к деформациям или сломам колонн и НКТ. Наличие песка в струе нормально работающей скважины должно быть полностью исключено. Разрушение призабойной зоны не происходит при энергосберегающих дебитах. В частности, данные эксплуатации месторождения Медвежье показали, что значения депрессий, при которых происходит вынос породы, колеблются от 0,41 до
Исследования разрушения пласта и выноса породы, проведенные на скв. 203 при дебите 210 6 м 3 /сут и депрессии на пласт 1,2 —1,5 МПа, показали интенсивный вынос песка, что
ЛЕКЦИЯ №20
Исследования на газоконденсатность осуществляется с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными данными для подсчёта запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения.
При исследовании газоконденсатных скважин в первую очередь определяются фазовый и углеводородный составы смеси до начала разработки месторождения или залежи, а затем прогнозируют и контролируют их изменение в процессе эксплуатации в системе »пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод».
Исследования таких скважин классифицируются следующим образом:
— первоначальные исследования всех разведочных и первых добывающих скважин, что позволяет изучить характер изменения газоконденсатной характеристики залежи или месторождения по площади и разрезу, по полученным данным можно судить о наличии нефтяной оторочки;
— текущие исследования – уточнение запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных для ежегодного планирования добычи конденсата и обоснования режима сепарации соответственно с текущим составом газоконденсатной смеси;
— специальные исследования фазового и углеводородного составов газоконденсатной смеси в системе »пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод» на различных этапах эксплуатации месторождения (залежи).
Исследования газоконденсатных скважин позволяют получить комплекс данных (газоконденсатная характеристика залежи), включающий в себя:
— фазовый и углеводородный составы газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода в эксплуатацию месторождения (залежи);
— изотерму конденсации при пластовой температуре;
— содержание конденсата в добываемом природном газе, составы природного газа и конденсата за весь период снижения пластового давления от начального до остаточного;
— изотермы сепарации устьевого природного газа в интервале температур сепарации от 258 до 293 К и давлениях от 2,0 до 10,0 МПа;
— физико-химические свойства и составы природного газа и конденсата, отобранных на устье скважины или же из сепаратора;
— фазовое состояние, составы и свойства природного газа и конденсата в системе »пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод».
Газоконденсатная характеристика нужна в следующих случаях:
— при подсчёте запасов конденсата и компонентов, которые представляют газоконденсатную смесь;
— технико-экономического обоснования способа разработки месторождения (залежи) на режиме истощения или с поддержанием пластового давления;
— для обоснования режима сепарации или же режима работы УКПГ;
— проектирования системы разработки и обустройства газового промысла;
— контроля и наблюдения за разработкой и эксплуатацией месторождения (залежи).
Для осуществления исследований на газоконденсатную характеристику на месторождении выбирается одна высокопродуктивная скважина. Если же месторождение является многопластовым, то исследуется такое количество скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы конденсата.
Скважина, выбранная для проведения исследований на газоконденсатную характеристику, должна удовлетворять следующим требованиям:
— она должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом газа (скорость движения газа на башмаке фонтанных труб 4,0 м/с), обеспечивающим вынос с забоя и из ствола образовавшегося конденсата в исследовательскую аппаратуру;
— подача природного газа осуществляется по фонтанным трубам, спущенным до подошвы исследуемого пласта;
— для обеспечения постоянного дебита газа давление сепарации должно быть менее половины значения устьевого рабочего давления или равно ему;
— при депрессии на пласт, не превышающей 10 %, подготовительный период работы скважины не должен превышать 2 суток;
— подготовительный период работы скважины считается завершенным, в случае, когда давление и температура природного газа на устье скважины постоянны и не изменяются выход и состав (плотность конденсата при его периодических замерах);
-при подключении скважины к газопроводу, после сепаратора следует устанавливать регулятор обратного давления.
Необходимым условием выноса жидких и твердых примесей является достаточность скорости потока, которая может быть определена из выражения следующего вида
где Qм – минимальный дебит газа, тыс.м 3 /сут;
Z – коэффициент сверхсжимаемости газа;
T – температура газа в рассматриваемом сечении, Т;
Р – давление на этом сечении, МПа;
D – диаметр сечения, м.
Если конструкция фонтанных труб ступенчатая, то требуемая скорость потока должна быть ниже башмака в зоне притока газа, а также в сечении, где диаметр переходит от меньшего к большему значению.
Промысловые исследования скважин на газоконденсатность осуществляют с использованием следующего оборудования:
— сепараторов изготовленных самими предприятиями, проводящими разведку или разработку данного газоконденсатного месторождения;
— контрольных сепараторов, входящих в комплект УКПГ на промыслах;
— малогабаритных сепарационных установок типа »Конденсат – 2», НТ ПКП – 5 (8);
— передвижных установок типа »Порта-Тест».
Рассмотрим краткое описание указанного выше оборудования для исследования скважин на газоконденсатность.
Исследовательский сепаратор должен удовлетворять следующим требованиям (см. рисунок 1):
— работать на нагрузку, не превышающую 50 % его паспортной производительности и обеспечивать полное отделение жидкой фазы от газа;
— располагаться от устья скважины на расстояние не менее 60 м;
— его обвязка со скважиной производится без проведения сварочных работ;
— если температура и давление на устье скважины обеспечивают безгидратный режим в линии, соединяющей сепаратор со скважиной, то штуцер постоянного сечения устанавливается на устье, в противном случае – у входа в исследовательский сепаратор;
— предохранительная мембрана устанавливается на входе в сепаратор за штуцером и должна срабатывать при превышении рабочего давление более чем на 10 %;
— отбор сырого конденсата из сепаратора осуществляется с помощью замерных кранов, установленных на различных уровнях по вертикали в стенке сепаратора.
Принципиальная схема обвязки исследовательского оборудования при проведении одноступенчатой сепарации природного газа приведена на рисунок 1.
Рисунок 1. Принципиальная схема обвязки сепаратора со скважиной при одноступенчатой сепарации природного газа:
1 – устье скважины; 2 – соединительная линия; 3 – сепаратор; 4 – штуцер; 5 – замерное устройство; 6 – карман под термометр; 7 – краны; 8 – вентиль
После продувки и закрытия задвижки, обеспечивающей сброс накопившегося конденсата, приоткрывается нижний кран (все остальные при этом закрыты). При появлении из крана брызг конденсата, он закрывается и включается секундомер. Одновременно с этим открывается вышележащий кран и т.п. По известному объёму между ближайшими кранами, времени накопления конденсата, и количества прошедшего за этот период времени газа определяется выход конденсата (см 3 /м 3 ).
Для проведения исследований на газоконденсатность. контрольный сепаратор УКПГ обычно используется для текущих газоконденсатных исследованиях. В процессе эксплуатации скважины перед исследованиями следует осуществлять постоянный контроль за изменением давления, температуры, дебитов по газу, конденсату и воде. Следует отметить, что при исследованиях через контрольный сепаратор, замеренный газоконденсатный фактор изменяется во времени, что обуславливается пульсацией выноса жидкой фазы из скважины и т.д. Для получения более достоверной информации в этом случае следует выявить рациональную продолжительность исследований на газоконденсатность на основе дискредитации дебитов газа и конденсата в заданном режиме. Следует отметить, что контрольный сепаратор УКПГ в основном применяется при масштабных газоконденсатных исследованиях, сущность которых заключается в применении рекомбинации больших газоконденсатных потоков, проходящих через УКПГ. В этом случае замеряют расходы газа и конденсата на выходе из УКПГ, и далее рассчитывается газоконденсатный фактор. Такой подход к исследованиям на газоконденсатность с использованием рекомбинированных проб позволяет определять состав газа, добываемого в зоне дренирования УКПГ.
Рассмотрим схему исследования скважины с использованием системы низкотемпературной сепарации на УКПГ (рисунок 2).
Рисунок 2. Схема исследования скважин на газоконденсатность с использованием системы НТС на УКПГ:
Рассмотрим конструктивные особенности малогабаритных установок »Конденсат – 2» и НТ-ПКП-8. Методика исследования скважин на газоконденсатность разработанная ВНИИГАЗом требует разделения на фазы всего потока в промышленных сепараторах после одно-, двухдневной продувки скважины, с целью стабилизации выноса жидкости с забоя скважины, что позволяет избежать неравномерности распределения фаз по сечению трубы.
Известно, что для снятия кривых изотерм или изобар нестандартных сепараторов или контрольных сепараторов УКПГ подключают малые термостатирующие установки, которые позволяют снять изотермы конденсации в широком диапазоне изменения температур. В качестве малых термостатирующих установок при исследовании на газоконденсатность используются приборы »Конденсат – 2» и НТ-ПКП-8.
Рисунок 3. Схема установки »Конденсат – 2»
1, 2 – сепараторы I-ой и II-ой ступени; 3 – теплообменник; 4,
5 – ёмкости для стабилизации конденсата и для ингибитора;
6 – расходомер газа; 7, 8 – мерные цилиндры; 9 – вихревые камеры.
Установка НТ-ПКП-8. представлена на рисунке 4 и включает в себя отбойник загрязнения 4, метанольной ёмкости 7 с капельницей 8, теплообменников 9, 14, 17 и 21, сепараторов 18 и 27, вихревых трубок Ранка 12 и 25, термостатируемых мерников конденсата 19 и 26, расходомера 28, манометров 6, термометров 5 и т.д.
Рисунок 4. Схема установки » НТ-ПКП-8»
1 – трубопровод со скважины;2, 10, 11, 13, 16, 20, 23, 24, 29 – отводные или подводящие трубки; 3, 15 – вентиля;
4 – отстойник; 5 – термометр; 6 – манометр; 7 – ёмкость для ингибитора; 8 – дозировочные устройства; 9, 14, 17, 21 – теплообменники; 12, 25 – вихревые трубки Ранка; 18, 27 – сепараторы; 19, 26 – мерники конденсата; 22 – ТТР – 3; 28 – расходомер газа.
Установка типа »Порта-Тест» применяется для промысловых газоконденсатных исследований на месторождениях в добываемой продукции, которых нет коррозионно-активных компонентов.
Принципиальная схема установки приведена на рисунке 5. Установка типа »Порта-Тест» включает в себя: подогреватель, сепаратор, измеритель расходов, давлений и температур.
Газоконденсатная смесь из скважины направляется в подогреватель 1, в котором нагревается до температуры предусмотренной программой исследований скважины.
На регулируемом штуцере давление понижается до рабочего, но не более чем 10 МПа. После чего газожидкостная смесь поступает в сепаратор 2 для дальнейшего отделения жидкой фазы от газовой фазы. Находящийся в нижней части сепаратора жидкостной накопитель позволяет осуществить разделение водометанольной смеси и газового конденсата друг от друга за счёт разности плотностей.
Рисунок 5. Технологическая схема установки «Порта-Тест»
Технические показатели основных узлов установки «Порта-Тест» приведены в таблице 1.
Таблица 1. Техническая характеристика установки »Порта-Тест»
Циклонный трехфазный сепаратор 2 представляет собой вертикальную камеру с завихрителем и каплеотбойником. Газожидкостная смесь поступает в сепаратор через боковой тангенциальный вход и за счёт центробежного движения он ударяется о стенку (перегородку) изменяя при этом свое направление, далее поступает в вихревую трубу, а затем в газоотводящую линию. Жидкая фаза отбрасывается к стенке, стекает в нижнюю часть сепаратора. Сброс жидкости производится автоматически с одновременным замером счётчиками роторного типа «Барток». Постоянный уровень жидкой фазы поддерживается при помощи двух регуляторов уровня жидкости. Отсепарированный газ и жидкости после сепарации направляются в технологические линии установки комплексной подготовки газа или в факельную линию. Расход газа сепарации измеряется расходомером типа «Барток» или «Норд» и регистрируется самопишущим прибором дифференциального типа.
После пуска и вывода на режим установка работает полностью в автоматическом режиме. Во избежание образования гидратов предусмотрена закачка метанола дозировочным насосом. Основным элементом блока подогрева газа являются скруббер и сам подогреватель. Номинальная мощность подогревателя с обогревом природным газом с использованием в качестве теплоносителя смеси (1:1) воды и диэтиленгликоля составляет 3 млн Вт/ч. Отопление подогревателя осуществляется от газовой линии низкого давления, питающегося от основного потока.