Опишите отличие газовых скважин от нефтяных скважин

Основные отличия газовых скважин от нефтяных Газовые скважины используются для:

1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 К. Горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины — дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60—80%.

Газ, поступающий к забою добывающей скважины, под действием градиентов давления в пласте за счет своей потенциальной энергии поднимается на устье скважины, поэтому в течение всего срока разработки газового месторождения скважины эксплуатируются фонтанным способом.

При высоких пластовых давлениях, содержании в газе агрессивных компонентов - сероводорода, углекислоты, органических кислот и т. д., изоляция кольцевого пространства обязательна. Кольцевое пространство заполняют специально выбранными для условий данного месторождения ингибиторными жидкостями.

При необходимости эксплуатации двух или нескольких продуктивных горизонтов, отличающихся величинами давлений, дебитов, составом газа и другими параметрами, применяют раздельную эксплуатацию пластов со спуском фонтанных труб и использованием пакеров.

При эксплуатации скважин по межтрубному пространству наличие статического столба газа в фонтанных трубах позволяет непрерывно контролировать забойное давление и при необходимости очищать забой скважины продувкой ее через фонтанные трубы.

Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации

- разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое,

- обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвенных вод,

- накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа,

- разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пластовой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны,

- закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др.

 

 

БЛОК

1. Опишите сайклинг процесс

Сайклинг-процесс — способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости — из других месторождений), послеизвлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный сайклинг-процесс. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С5+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полном сайклинг-процессе достигает 70-80%. Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичном сайклинг-процессе в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе 60-70%.

 

 

2. Опишите виды исследования газовых месторождений

 

Для получения данных о геолого-физических па­раметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насы­щающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового обо­рудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в про­цессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях. Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных породах вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых газо-гидродинамических и термодинамических исследований.

Исследования газовых и газоконденсатных скважин позволяют определять:

- геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей разрезу,

- наличие и раз­меры экранов и непроницаемых включений

- размеры и положение контакта газ — вода;

- коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта;

- прочностные характеристики пласта,

- состав и физико-химические свойства газа и жидкостей;

- условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность;

- гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины;

- фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудовании;

- начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

 

 

3. Поясните отличие установившего режима от неустановившего режима

 

В практике гидродинамических исследований различают установившейся и неустановившейся режимы.

Разберем причины и механизм их возникновения на следующем примере (рис. ниже).

Продуктивный пласт пробурен шестью скважинами. До вскрытия пласта в нем во всех точках существует давление, равное пластовому. Если бы мы вскрыли пласт во всех скважинах одновременно, то в них установился бы уровень на одной высоте. Плоскость, проведенная через эти уровни, является пьезометрической поверхностью (на рис. выше изображен след этой плоскости - ПП).

Создаем депрессию на пласт в скважине 1. Для этого погружаем глубинный насос и начинаем откачивать нефть. Перепад давления составит ∆Р = Рпл – Рзаб.

Если бы мы имели абсолютно несжимаемые жидкость и пласт, то заданный ∆Р сразу бы установился. Но поскольку нефть и пласт сжимаемы, то заданный ∆Р будет устанавливаться не сразу.

В первый момент в движение вступит нефть, расположенная в непосредственной близи от забоя и будет перемещаться в сторону пониженных по сравнению с Р_плдавлений, причем наибольшая скорость движения будет у стенок скважины. По мере удаления от нее скорость будет уменьшаться. В этот первый момент движение нефти не достигает скв. 2. давление пласта перераспределится так: минимальным, равным Р_заб оно будет в скв. 1, по мере приближения к скв. 2 оно увеличится и вблизи ее составит Р_пл.

Если в этот момент замерить вокруг скважины пластовое давление, то точки замера расположатся воронкообразной поверхностью, которая образует воронку депрессии в пласте. На рисунке изображен ее след в виде кривой В₁

В дальнейшем понижение давления в пласте под действием работающей скв. 1 будет распространятся, воронка депрессии будет становится все более пологой и принимать поочередно положения В₂, В₃, В₄, и наконец – В₅.

Воронка депрессии достигнет радиуса контура питания, за пределами которого влияние скв. 1 уже не сказывается. В дальнейшем воронка В₅ станет постоянной во времени. Режим работы скважины будет установившимся.

Все промежуточные положения от В₁ до В₅ будут отражать неустановившийся режим, при котором при постоянном Р дебит и положение воронки будет изменяться во времени.

Неустановившийся режим возникает за счет сил упругого расширения нефти и пласта и вызывает перераспределение давления в пласте.

Время установления нового режима зависит от следующих факторов:

1. геометрические размеры залежи нефти;

2. перепад давления, создаваемого на забое;

3. проницаемости пород;

4. физико-химических свойств нефти;

5. упругоемкости пласта.

 

4. Опишите мероприятия по борьбе с гидратообразованием

 

Для предупреждения гидратообразования могут применяться следующие способы.

Подогрев газа выше температуры гидратообразования. Этот способ применяется на газовых промыслах и на ГРС для предупреждения обмерзания трубопроводной арматуры. Подогревать газ на линейной части газопровода практически невозможно и экономически нецелесообразно.

Снижение давления газа ниже давления равновесного состояния гидратов. Этот метод может применяться в качестве аварийного при закупорке газопровода гидратной пробкой. Для этого аварийный участок отсекается линейными кранами, после чего производится выпуск газа в атмосферу через продувочные свечи. Давление снижается до тех пор, пока равновесная температура гидратообразования не станет ниже температуры газа и гидратная пробка не разрушится. Данный способ применяется крайне редко как вынужденная мера, поскольку приводит к значительным потерям газа и наносит ущерб окружающей среде.

Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями на стадии подготовки газа к транспорту. Качественная осушка газа является наиболее радикальным методом предупреждения гидратообразования в газопроводах.

Ввод ингибиторов гидратообразования в поток транспортируемого газа. Ингибиторы, введенные в поток газа, частично поглощают водяной пар и переводят их в раствор, не образующий гидратов, или же образующий их при более низких температурах. В качестве ингибиторов гидратообразования применяется метиловый спирт (метанол CH₃OH), а также растворы диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).Наиболее широко используемым летучим ингибитором является метанол.

 

5. Охарактеризуйте процесс обработки пласта путем закачки кислоты

При бурении и эксплуатации скважины проницаемость призабойной зоны снижается, как правило, вследствие ее за­грязнения буровым раствором в процессе бурения, наплыва мелких частиц породы и мехпримесей, выпадения солей из плас­товой жидкости и т.д.

Кислотные обработки связаны с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот, которые под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины.Для кислотных обработок применяют водные растворы соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислоты.

Солянокислотные обработки являются основным способом очистки карбонатных коллекторов, т. к. соляная кислота хорошо растворяет известняки и доломиты, увеличивая проницаемость призабойной зоны. Смысл кислотной обработки заключается в том, что кислота проникает в поры пласта, растворяет часть примесей, которыми они забиты, другую часть «подвешивает» в раствор и выносит обратно. Ее выполняют периодически: ежемесячно, ежеквартально, раз в полгода и т.д., в зависимости от того, насколько быстро мехпримеси накапливаются в призабойной зоне пласта. Отличительной особенностью российского рынка кислотных обработок является его крайняя ограниченность для сервисных компаний, поскольку российские нефтяники предпочитают проводить эти обработки самостоятельно, при помощи своих подразделений.

Хотя для проведения простой кислотной обработки нужна только кислота и желание, при этом даже необязательно глушить скважину, без серьезного подхода к ее проектированию эффективность оставляет желать лучшего. При этом в области кислотных обработок наработано множество технологий и специальных реагентов, позволяющих вести обработку осмысленно и добиваться высокой эффективности, среди которых самоотклоняющиеся кислотные системы, специальные добавки для снижения обводненности продукции, растворители буровых растворов, технологии кислотной обработки с применением колтюбинга и т.д.

Соляная кислота HCL растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие в пласт загрязняющие частицы.

 

 

6. Перечислите стадий разработки газовых месторождений

Разработка месторождения газа – это управление процессом добычи газа при помощи определенной системы.

Добыча газа происходит поэтапно. Сначала газ под воздействием естественных сил или искусственно созданной разницы давлений движется по пласту по направлению к забоям (нижней части скважин).

Затем газ поднимается от забоев наверх к устьям скважин.

После этого газ собирают, готовят к хранению и транспортировке и отправляют для дальнейшего использования.

На первом этапе добычи большую роль играет система разработки, которая направлена на организацию движения газа из залежей по пластам по направлению к забою. Она должна быть эффективной, обеспечивать максимальную газодобычу при минимальных затратах, а также быть надежной. Кроме того, она должна обеспечивать соблюдение требований по охране недр и выполнение всех необходимых природоохранных мероприятий.

Разработка месторождений производится на основании проекта. Проект содержит такие исходные данные, как геологические показатели территории месторождения, параметры пласта, его протяженность, оценка имеющихся запасов газа, а также физические и химические характеристики природных ископаемых, подлежащих добыче.

Разработка месторождений газа осуществляется в несколько этапов в соответствии с циклом жизни месторождения.

Первый этап – это этап нарастающей добычи. Для него характерно быстрое наращивание объемов добычи вследствие бурения и запуска новых скважин.

Второй этап разработки – период постоянной добычи газа. Как правило, это основной этап разработки, однако для небольших месторождений он может быть и начальным. В этом случае основным этапом будет период падения добычи.

Этот период длится до момента добычи 60-70% объема запасов газа с момента начала разработки.

Третий этап разработки – этап спадающей добычи, который продолжается до момента, когда месторождение перестает быть рентабельным.

 

7. Перечислите показатели разработки газоконденсатных месторождений

Практика разработки газоконденсатных месторождений показывает, что существуют две системы разработки:

1) с поддержанием пластового давления закачкой в пласт рабочих агентов

2) без поддержания пластового давления (на истощение).

На выбор системы разработки влияют следующие факторы:

- промышленные запасы сырого газа;

- количество и состав конденсата, выделяющегося из газа;

- режим эксплуатации пласта;

однородность пласта (по пористости, проницаемости, литологическому составу и пр.).

Поддержание пластового давления можно осуществлять закачкой в пласт сухого газа, воздуха, воды, углекислого газа.

Нагнетание воздуха в пласт связано со значительно большими эксплуатационными затратами, чем при закачке сухого газа, т.к. эксплуатационные затраты зависят от степени сжатия r = Р_в/ Р_пр, где Р_в и Р_пр давление на выкиде и давление на приеме компрессора.

При одном и том же значении Р_в (например 30 МПа) для газа степень сжатия в процессе возврата сухого газа в пласт будет меньше, чем при закачке воздуха, так как для газа Р_пр = Р_м.к. , где Р_мк - давление максимальной конденсации. Для воздуха же Р_пр= 0,1 МПа.

Таким образом, сухой газ возвращают дожимными компрессорами при r= 2, а воздух многоступенчатыми компрессорами при r = 300 и выше. Закачка воздуха позволяет вест разработка газоконденсатного месторождения в один цикл и направлять сухой газ потребителям. При этом, однако, трудно оценить потери газа в зонах смешения с воздухом.

Закачка воды имеет следующие преимущества:

1) Разработка газоконденсатного месторождения ведется в один цикл;

2) Имеется возможность использования сухого газа как сырья и топлива;

3) Энергетические затраты при закачке воды меньше, чем при закачке воздуха.

Закачка воды в залежь возможна при благоприятных геологических условиях: залежь с большим этажом газоносности, тектонические нарушения отсутствуют, большое содержание конденсата ценных товарных свойств.

Недостатки при закачке воды:

1) Разбухание глинистых пропластков и закупорка пор призабойной зоны нагнетательных скважин при взаимодействии породы с водой;

2) Образование языков воды;

3) Защемление больших объемов газа водой.

 

 

8. Опишите преимущества и недостатки закачки СО₂ в пласт

 

Закачка в пласт углекислого газа позволяет уменьшить давление начала конденсации. Существуют простые и дешевые способы получения углекислого газа, поэтому этот метод является перспективным, представляет интерес также закачка углекислого газа в смеси с азотом, а также закачка широкой фракции легких углеводородов и закачка газа, содержащего кислые компоненты (сероводород и углекислый газ).

Одним из возможных способов поддержания пластового давления является комбинированная закачка воды и газа.

Недостатки закачки СО2: Необходимость строительства длинных трубопроводов с источников углекислого газа Нет опыта успешных применений закачки СО2 на российских месторождений Необходимость захоронения СО2 Нет случаев выплат от государства за утилизацию углекислого газа.

Преимущества закачки СО2: Увеличение КИНа Уменьшение вязкости нефти Отличная растворимость в воде и в нефти Уменьшение поверхностного натяжения вода-нефть Избежание выбросов СО2 в атмосферу и предотавращение парникового эффекта Возможна поддержка правительства

 

9. Опишите условия разработки газовых месторождении с опасными компонентами

 

Природный газ представляет собой топливо, которое используется как в быту, так и в производстве. В составе можно выделить горючую и негорючую части. Чем больше горючая часть – тем больше тепла выдается. В составе каждого газа горючие и негорючие компоненты представлены в разном количестве, этим и определяется разница в свойствах газов. Также в каждом содержатся также вредные примеси. К горючим составляющим относятся:

1. Водород. Это бесцветный, нетоксичный газ, который не имеет вкуса и запаха. Водород легковоспламеним и опасен.

2. Метан представляет собой бесцветный газ без запаха и вкуса. Он безопасен для человека. Так как при низких температурах метан сжимается, то он является отличным перспективным энергоносителем. Природный газ, в составе которого больше всего метана, является хорошим сырьем для промышленности. Свойства его во многом определяются именно наличием в его составе большого количества метана.

3. Оксид углерода – это бесцветный газ без запаха и вкуса, который имеет большую температуру возгорания. Если в составе слишком много оксида углерода –существенно возрастает удельная теплота сгорания, а также температура горения низкокалорийного газа. В высококалорийных увеличение количества углерода в его составе приводит к изменению свойств природного газа – удельная теплота сгорания сильно понижается. Оксид углерода, который есть во многих природных газах, является высокотоксичным веществом.

4. Сероводород. Очень токсичный газ с явно выраженным запахом тухлых яиц.

 

 

10. Опишите применение плунжерных лифтов на газовых скважинах

 

Основой плунжерного лифта является использование свободного движения поршня, являющегося механическим разделителем фаз между пластовым газом и добываемой жидкостью, что значительно увеличивает производительность скважины.

Типичная установка состоит из комплекта стоп-якоря и амортизатора, установленного в колонне НКТ, а также лубрикатора и захвата, которые установлены на поверхности и служат амортизатором в верхней точке хода плунжера. Плунжер может двигаться по колонне НКТ между нижним стоп-якорем и лубрикатором. В дополнение к системе поставляется контроллер (по времени и или по давлению) и пневматический клапан, который открывает или закрывает линию.

Для работы системы необходимо вначале закрыть выкидную линию, что позволяет пластовому газу накопиться в затрубном пространстве, вследствие естественной сепарации. Затрубное пространство в этом случае является резервуаром, в котором накапливается этот газ. Когда давление в затрубье нарастает до определенной величины, выкидная линия открывается. Быстрый переход газа из затрубья во внутрь НКТ и дополнение к давлению пластового газа мгновенно создает высокую скорость, что вызывает перепад давления между плунжером и жидкостью, и движение плунжера вверх вместе с жидкостью, накопившейся в колонне НКТ сверху него. При отсутствии плунжера, обеспечивающего механическое разделение фаз, только небольшая порция жидкости дошла бы до поверхности.

 

1. Плунжер 2. Стоп-якорь с пружиной 3. НКТ 4. Эксплутационная колонна 5. Задвижка 6. Датчик прихода плунжера 7. Ловушка 8. Лубрикатор 9. Соединение датчика с контроллером 10. Редуктор с сепаратором 11. Контроллер 12. Импульсная трубка 13. Выкидная линия 14. Фланцевые соединения 15. Моторный клапан 16. Металлический ящик 17. Электроконтактный манометр

 

11. Опишите условия подбора технологического режима газовых скважин

В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.

Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, шумомеры, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.

1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины. Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах.

2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое. Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых.

3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита. Режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы.

4. Режим постоянного забойного давления. Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с целью максимального извлечения конденсата.

5. Режим постоянного устьевого давления. Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода эксплуатации месторождения).

6. Режим предельного безводного дебита

Технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут меняться на различных этапах разработки месторождения, т.к. изменяются факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин.

Вопрос о смене режима эксплуатации решается исходя из газогидродинамических и технико-экономических соображений, поскольку изменение режима приводит к изменению общего отбора газа из месторождения.

 

 

12. Перечислите оборудования устья газовых скважин

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин.

Оно состоит из трех частей:

1) колонной головки,

2) трубной головки

3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки и устанавливается на колонную головку

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

4) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройниковой елки — тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.

Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боко­вые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины – при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 4,5; 12,5; 20; 30; 70; и 100 МПа. Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

 

13. Опишите способы исследования газовых скважин

Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

Лабораторные методы.

К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.

Промыслово-геофизические методы.

К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов.

Гидродинамические методы

К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины.

 

14. Перечислите методы повышения газоотдачи скважин

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокис­лотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пла­ста (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зави­сит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного гори­зонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

 

15. Опишите особенности добычи сланцевого газа

Сланцы это осадочные породы, которые прошли определённые стадии преобразования. Сначала в водоёмах происходит образование рыхлых осадков, которые постепенно уплотняются – из рыхлого песка образуется песчаник, далее песчано-глинистый сланец и в конце получаем гнейс.

Концентрация газа в сланцевых отложениях низкая. Коллекторы, в которых он скапливается, рассосредоточены по всей толще породы. По-отдельности они имеют небольшие объемы газа, однако совокупные их запасы огромны.

Технология добычи сланцевого газа подразумевает несколько способов добычи: горизонтальное бурение, гидроразрыв пласта и сейсмическое моделирование. Способ горизонтального бурения основан на использовании особых буровых установок и является основным способом добычи газа. Создание высокопроводимой трещины в целевом пласте, чтобы добыть сланцевый газ – технология гидроразрыва пласта (позволяет «оживить» скважины, на которых добыча газа обычными методами уже невозможна).

 

16. Способы определения запасов газовых месторождений

 

Запасы подразделяются на потенциальные и извлекаемые.

Извлекаемые запасы газа отличаются от потенциальных на величину коэффициента газоотдачи з (отношение извлекаемого количества газа Q_и к общему количеству газа в пласте до начала эксплуатации Q), т. е.

При разведке и разработке газовых месторождений запасы газа определяют как объёмным методом, так и по падению давления. Объёмный метод распространён наиболее широко, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан этот метод на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта, для чего бурят значительное число разведочных скважин с большим отбором керна из продуктивных пластов.

В неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых коллекторах, достоверные параметры такие, как эффективная пористость m и эффективная толщина h пласта или их произведение (коэффициент ёмкости коллектора), трудно определить.

Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчёта запасов газа основан на использовании уравнения материального баланса и считается более надёжным. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объёму порового пространства и точный учёт количества добытого газа.

Для точного определения средневзвешенного давления необходимо знать, как и в объёмном методе, распределение коэффициента ёмкости коллектора mh по площади пласта.

Подсчёт запасов газа по падению давления в однопластовых месторождениях при газовом режиме. Данный метод основан на использовании уравнения материального баланса, в котором для случая многопластовых залежей введено количество перетекшего газа Q_П, приведённого к стандартным условиям (при перетоке из других пластов берётся со знаком минус, в случае утечки -со знаком плюс) и, кроме того, принимается, что для всего пласта значения параметров Т и z средние и состав газа в процессе разработки постоянен (R = const).

В течение опытно-промышленной эксплуатации месторождения отбирается от 5 до 10 % от первоначальных запасов газа. В этот период уточняются запасы газа методом падения пластового давления, в полном объёме проводятся геофизические, гидродинамические и акустические исследования скважин для уточнения геологического строения пласта, определения параметров и степени неоднородности пласта и других исходных данных для составления проекта разработки месторождения с оптимальным значением газо- и компонентоотдачи.

Запасы газа после окончания перетока можно определить по конечному прямолинейному участку кривой. Первоначальные запасы устанавливают проведением линии, параллельной конечному участку кривой, через ординату, соответствующую пластовому давлению.

 

17. Назовите главные отличия проектирования газовых месторождении

Технология разработки газовых месторождений по сравнению с нефтяными месторождениями имеет свои особенности в связи с различием товарных качеств и физических свойств газа и нефти.

Добытая из недр нефть перед переработкой ее на заводах может в случае необходимости длительное время храниться в емкостях, расположенных на нефтедобывающих площадях, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный же на поверхность газ должен тут же передаваться потребителям, т. е. добыча газа по данному району или месторождению должна соответствовать потребности в нем этих потребителей.

Правда, в настоящее время на трассе магистральных газопроводов перед крупными потребителями (промышленными центрами) устраивают буферные емкости газа — подземные газохранилища, которые могут принимать часть газа с промысла при ограничении его получения потребителями и отдавать его обратно в газопровод при в