Скважинная добыча и подземное хранение газа

Скважинная добыча и подземное хранение газа

Плотность газа: абсолютная и относительная

Плотность – отношение массы газа к его объему (кг/м³). Плотность природного газа при н.у. колеблется от 0,68 до 0,85 кг/м³.

Абсолютная плотность - масса вещества в единице объема измеряется в кг/м³ или мг/л и определяется по формуле:

ρ = m/V или с учетом химической формулы газа: ρ = M/V_м = M/22,4,(М= m / n, m -масса в-ва, n -кол-во в-ва)

где M — молекулярная масса, V_м — молярный объем.

Плотность газа в значительной степени зависит от давления и температуры, и поэтому для практического применения этот показатель неудобен. Чаще всего пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρ_г.в., равной отношению плотности газа ρ_г к плотности воздуха ρ_в, взятой при тех же давлении и температуре: ρ_г.в= ρ_г/ ρ_в.. Если ρ_г и ρ_в определяются при стандартных условиях (P=1бар=10⁵Па, Т=293,15К=20С), то ρ_в=1,293 кг/м³ и ρ_г.в= ρ_г/ 1,293.

Относит.плотность -отношение молярной массы данного газа к молярной массе того газа, по к-му она находится (объемы одинаковы) D=M1|M2. Молярная масса воздуха 28,98.

Определение коэффициента сверхсжимаемости газа

Коэф. сверхсжимаемости z реальных газов-отношение объемов равного числа молей реального V_p и идеального V_и газов при одинаковых давлении и температуре: z = V_p / V _и. Коэф-т z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых V_пл и стандартных V_ст условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления Рпл, Па и температуры Т, К. Коэф. сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Брауна-Катца. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. , . Для метана (Tкр =190,5К, Ркр=4,67МПа). Для упрощения расчетов можно использовать выражение В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича, которое является аппроксимацией графиков Брауна:

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

 

Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с УВ, которое с повышением Т или понижением Р разлагается на газ и воду. По внешнему виду – это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. Физическая сущность образования гидратов заключается в том, что молекулы воды формируют геометрически правильные структуры из-за наличия водородной связи.

Молекулы некоторых веществ или «гидратообразущие вещества» способны по своим размерам попадать внутрь кристаллического каркаса молекул воды и стабилизировать его, в результате образуется смесь в виде твердого осадка.

Гидратообразующими веществами являются: метан, этан, пропан, и-бутан, а также сероводород, азот и углекислый газ. Из непредельных этилен (С2Н4) и пропилен (С3Н6). УВ, начиная с пентана С5Н12 и выше гидратов не образуют. На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков или расчетным путем – по константам равновесия. Чем выше плотность газа, состоящего из гидрато-образующих веществ, тем больше температура гидрообразования. Если на увеличение плотности природного газа влияют негидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается. Из кривых образования гидратных смесей СН4 и С2Н6 или СН4 и С3Н8 следует, что при добавлении этана (С2Н6) и пропана (С3Н8) улучшаются условия образования гидратных смесей СН4, так как гидраты образуются при более низких давлениях и более высоких температурах. Также повышению температуры образования гидратов этих смесей с СН4 способствует изобутан, все остальные газы, включая нормальный бутан (n-С4Н10) и выше, действуют отрицательно. В присутствии сероводорода температура гидратообразования углеводородных газов значительно повышается. Чем больше сероводорода в газе, тем выше равновесная температура и ниже равновесное давление гидратообразования углеводородного газа. Аналогичная ситуация наблюдается (в меньшей степени), для смеси метана и углекислого газа.

7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах

Гидраты и борьба с ними. Природный газ газовых месторождений насыщен парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах при снижении Т и Р газа. При определенных термобарических условиях (Р и Т) компоненты природного газа, взаимодействуя с водой образуют кристаллические вещества – гидраты. Это ведет к закупорке скважин, газопроводов, сепараторов, нарушению работы измерительной и регулирующей аппаратуры. Зная состав, влажность транспортируемого газа, изменение Т и Р в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и заменить мероприятия по их предотвращению.

1. Поддержание Т газа выше Т гидратообразования путем предварительного подогрева газа.

2. Снижение Р газа в газопроводе ниже равновесного Р образования гидратов. Применение этого способа экономически невыгодно, так как при этом снижается расход в газопроводе. Если на каком-либо участке газопровода образовалась гидратная пробка, то ее можно разложить снижением Р. Для этого участок отключают путем перекрытия линейных запорных кранов, освобождают от газа, перекачивая его в соседний газопровод или выпуская в атмосферу через свечи с обеих сторон до определенного Р. Контроль за снижением Р осуществляют по манометрам, установленным на обводных линиях кранов.

3. Ввод в газопровод ингибиторов - веществ, препятствующих гидратообразованию. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и хлористого кальция. Введенные в поток газа ингибиторы частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких Т. На магистральных газопроводах как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования чаще всего применяют метанол

4. Осушка газа

Предупреждение гидратообразования в скважинах:

1) безгидратный режим работы скважин

2) постоянное или периодическое ингибирование

3) применение футерованных НКТ

4) систематическое удаление жидкости с забоя

Предупреждение гидратообразования в ФА

1) ингибирование

2) обогрев отдельных узлов и участков

3) устранение резких перепадов Р

Ликвидация пробок в НКТ:

1) продувка с предварительной выдержкой

2) закачка большого объёма ингибитора на пробку

3) растепление с помощью колтюбинга

Абсорбционная осушка газа

Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве абсорбента (поглотителя) используют - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –20⁰С. Применяется на УКПГ со входным давлением примерно 4-5 МПа.

Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ, контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию.

Газ от кустов скважин по газосборным коллекторам-шлейфам подается на пункт переключающей арматуры. Дальше газ поступает в сепаратор для отделения мех примесей от газа. Дальше идет в абсорбер, где осушается газ. Затем – проходит через фильтр, который улавливает частицы абсорбента и др. жидкостей. Осушенный газ, перед тем как попасть в МГ проходит сначала АВО с целью исключения растепления многолетнемерзлых присадочных грунтов и повышения надежности работы промыслового подземного газопровода. Потом поступает в узел замера газа.

Адсорбционная осушка газа

Адсорбционный – используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве. Применяется на УКПГ с низким входным давленим.

Цех состоит из двух адсорберов, один из которых находится в регенерации, в качестве адсорбента силикагеля.

Газ со скважин подаётся во входной сепаратор горизонтального типа С-1, где выделяются жидкая и твердая фазы, а затем поступает в адсорбер А-1, проходя через слой адсорбента сверху вниз. При этом адсорбент поглощает из газа парообразную влагу и осушенный газ направляется в магистральный газопровод.

Для регенерации используется осушенный газ после работающего адсорбера, необходимое количество которого компрессором К-1 подается в печь подогрева П-1, где он приобретает температуру 180-200°С и затем подается снизу вверх в регенерируемый адсорбер, в котором за счет высокой температуры происходит десорбция поглощенных во время цикла адсорбции воды и тяжелых углеводородов, После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-1 и поступает в сепаратор С-2, для отделения сконденсировавшихся продуктов десорбции, после чего газ возвращается в линию сырого газа перед сепаратором С-1. Адсорбер включают в регенерацию при недостаточной точке росы. Недостаток данной технологии - повышение гидравлических сопротивлений адсорберов в результате истирания и уплотнения адсорбента, что приводит к более раннему вводу в эксплуатацию дожимной компрессорной станции.

 

Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: а) газ при транспорте не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д. б) качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; в) товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителей при его использовании. Для того, что бы газ удовлетворял соответствующим требованиям, необходимо определять т-ку росы по воде и углеводородам, содержание в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Природный газ должен быть подготовлен к дальнему транспорту в соответствии с требованиями СТО 089-2010 “Газ горючие природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. (Взамен: ОСТ 51-40-93 (отменен распоряжением ОАО "Газпром" от 25 октября 2010 г. № 359)

Для северных месторождений точка росы, -20 ⁰С (в зимний период) и -14 ⁰С (в летний период). Объемная доля кислорода, %, не более 1,0 Масса сероводорода, г/м³, не более 0,007 Масса меркаптановой серы, г/м³, не более 0,016. Точка росы по влаге, С,является температурой, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров воды из газа.

Наименование показателя	Значение для макроклиматических районов
	умеренный	холодный
1 Компонентный состав, молярная доля, %	Определение обязательно
2 Температура точки росы по воде (ТТРв) при абсолютном давлении 3,92 МПа (40,0 кгс/см2), С, не выше: – зимний период – летний период	-10,0 -10,0	-20,0 -14,0
3 Температура точки росы по углеводородам (ТТРув) при абсолютном давлении от 2,5 до 7,5 МПа, С, не выше: – зимний период – летний период	-2,0 -2,0	-10,0 -5,0
4 Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,007 (0,020)
5 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более	0,016 (0,036)
6 Массовая концентрация общей серы, г/м3, не более	0,030 (0,070)
7 Теплота сгорания низшая при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3), не менее	31,80 (7600)
8 Молярная доля кислорода, %, не более	0,020
9 Молярная доля диоксида углерода, %,  не более	2,5
10 Массовая концентрация механических примесей, г/м3, не более	0,001
11 Плотность при стандартных условиях, кг/м3	Не нормируют, определение обязательно

 

10. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема

ДКС предназначена: для повышения давления газа при его транспортировании по трубопроводу или осуществления необходимых технологических процессов, закачка газа в н. пласт, осуществления газлифта, подготовка газа компрессорным способом.

Компрессорные станции кроме самого здания, где размещаются компрессоры, должны иметь следующие сооружения и оборудование вспомогательного характера: группу сепараторов на приеме компрессоров для предварительной очистки газа от жидкости и механических примесей; маслоотделители; холодильники; сепараторы для отделения выпавшего в холодильнике конденсата; газозамерный и газораспределительный пункт; трубопроводную обвязку; механическую мастерскую; различные склады (для масел, запасных частей). ДКС предназначена: для повышения давления газа при его транспортировании по трубопроводу или осуществления необходимых технологических процессов, закачка газа в н. пласт, осуществления газлифта, подготовка газа компрессорным способом. ДКС состоит: один или несколько компрессорных цехов, система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, система эл-, тепло-, водоснабжения и др. Компрессорный цех включает: узел подключения, установку очистки газа, охлаждения, система топливного, пускового и импульсного газа, система подготовки и охлаждения смазочного масла, КИП и др.

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определённый момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (магистральный газопровод МГ, ТЭЦ и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей:

1) Сжатия газа до необходимого давления. При подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортировки газа на химические комбинаты, ТЭЦ, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа.

2)Увеличения газоотдачи пласта понижением давления на всём пути движения газа из пласта до приёмного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50 – 60 % начальных запасов газа, в комрессорный период эксплуатации – ещё 20 – 30 %.

3) Увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.

4) Улучшения технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяжённости или МГ небольшой длины.

Виды проектных документов.

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

- авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее – авторский надзор).

Что такое скин-фактор?

Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором. Скин-эффект – дополнительный перепад давлений в зоне пренебрежительно малой толщины вокруг скважины, где проницаемость ухудшилась.

В самом общем смысле мера совершенства заканчивания скважины.

Скин-фактором называется натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c).

Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. Снижение проницаемости м.б. вызвано:

· проникновение бурового р-ра и блокировка пор

· набухание глин при контакте с фильтратом бурового р-ра

· химическое осаждение

· продвижение песчаных частиц к стволу скв

· сжатие породы

· повреждение г.п. при перфорации

· отклонение от ламинарного течения (в основном, в газовых скв.)

В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Скин-фактор позволяет оценить эти фильтрационные сопротивления.

См. Вики

Что такое проппант?

Пропант (проппант) (англ. propping agent — расклинивающий агент) представляет собой гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП).

Проппант, используемый при добыче нефти методом ГРП, полученный на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул со сферичностью и округлостью по Крумбейну не менее 0,8 с покрытием, имеет гидрофобное покрытие, выполненное путем нанесения на гранулы с размерами 0,1 - 2,5 мм и плотностью 2,3 - 3,6 г/см3 кремнийорганических соединений на основе этиловых эфиров ортокремниевой кислоты - полимерэтилсиликатов - ЭТС-32, или ЭТС-40, или АКОР Б-100, или АКОРБ-300 или катионоактивных поверхностно-активных веществ - ДОН-52 или ИВВ-1.

Скважинная добыча и подземное хранение газа