Файл: 1. Свойство коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость продуктивных пластов.docx

При техногенном воздействии на пластовую нефть, заключающемся в создании гидродинамических потоков воды и нефти в залежи, закачки вытесняющих агентов в пласт, и вследствие происходящих при этом физико-химических процессов взаимодействия между пластовыми и закачанными жидкостями наблюдается изменение значений физико-химических свойств добываемой нефти.

С началом гидродинамического воздействия на пластовую нефть она неизбежно разделяется на две составляющие: подвижную нефть, которая может быть добыта в процессе разработки залежи, и остаточную нефть, которая остается в залежи в силу различных причин. Из многочисленных публикаций известно, что свойства подвижной и остаточной составляющих пластовой нефти могут сильно отличаться друг от друга. Из-за сложившейся практики в процессе исследований физико-химических свойств пластовой нефти участвует только ее подвижная составляющая (отбор проб пластовой нефти), свойства же остаточной нефти практически не изучены. На данном этапе развития исследователи могут только моделировать остаточную нефть, расчетными методами получать значения ее свойств и компонентного состава.

Надо разделять понятия «пластовая нефть» и «подвижная нефть», потому что «подвижная нефть» является частью «пластовой нефти» и между ними наблюдаются разные значения их физико-химических свойств. При информационном обеспечении процесса добычи нефти необходимо учитывать различия между свойствами «пластовой нефти» и «подвижной нефти», так как техногенное воздействие оказывается в целом на «пластовую нефть», а добывается только ее часть — «подвижная нефть».

С началом техногенного воздействия на пласт начинаютcя процессы перераспределения компонентов между подвижной и остаточной составляющими пластовой нефти. Пластовая нефть выходит из начального состояния термодинамического равновесия, характеризующегося определенными значениями внутренней энергии системы: пластовая жидкость – поверхность коллектора.

Под техногенными процессами в данном случае понимается воздействие на пластовую нефть, которое выводит ее из состояния начального термодинамического равновесия между ее компонентами, с породой, пластовой водой и т.д. К техногенным процессам можно отнести: гидродинамическое воздействие на пластовую нефть, закачки воды и ПАВ в пласт, процессы, приводящие к изменению структуры и свойств порового пространства, то есть в целом технологическую деятельность, направленную на добычу углеводородного сырья.

---

Процессы техногенного воздействия приводят к изменению компонентного состава и значений физико-химических свойств подвижной нефти.

В научной литературе приведены примеры изменения состава попутного газа, происходящие при разработке месторождения.

Добываемая подвижная нефть в процессе подготовки разделяется на товарную нефть и попутный газ, поэтому логично предположить, что техногенное воздействие повлияет и на компонентный состав обеих составляющих подвижной нефти.

При разработке залежи содержание метана в попутном газе возрастает и это происходит из-за растворения метана в воде; рост содержания метана в попутном газе объясняется добычей его с увеличивающимися объемами подтоварной воды.

Давление насыщения – это давление, при котором газ выделяется из нефти при его изотермическом расширении. Это важнейший параметр, определяющий параметр разработки.

На давление насыщения оказывает существенное влияние ультразвуковое воздействие. С повыщением температуры давление насыщения растет.

Коэффициент сжимаемости – это очень важная величина для пластовой нефти

Кс=0,4 – 0,7 ГПа-1
При значительном содержании газа коэффициент увеличивается до 14.

На коэфф-т сжимаемости влияет температура.

3. Назначения и типы фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а так же для проведения различных технологических операций. Конструкция фонтанной арматуры включает в себя: трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным (или пневматическим) управлением, регулирующие устройства. Существуют два основных типа фонтанной арматуры: крестовые и тройниковые.



Типы арматур

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном микроклиматических районах для сред, содержащих СО2, H2S и СО2 и пластовую воду. Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели). В мире существуют 2 основых типа фонтанной арматуры: тройникового и крестового типа. Арматура тройникового типа, ее отличие от арматуры крестового типа в том, что на фонтанной елке отсутствуют крестовины, вместо них используются тройники. А также крестовая арматура по высоте меньше тройниковой; это облегчает ее обслуживание.

---

Фонтанная арматура крестового типа

Крестовина или тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнениями или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую.



Фонтанная арматура тройникового типа

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси. Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин в продукции которых нет механических примесий. Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину, что в свою очередь приводит к финансовым потерям. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод. При Исследовании скважин, часто, необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулирования параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы -- дроссели (штуцеры). Штуцеры применяют в основном нерегулируемого типа. В некоторых случая, при малом содержании образива, ставят регулируемые штуцеры. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечить проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а так же позволяет контролировать давления в них и выполнять необходимые исследования скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной -- внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный -- на тройнике трубной головки. В фонтанной арматуре уплотнение между фланцами осуществляется овальным кольцом из мягкой стали. Для регулирования фонтанной струи и направления ее в выкидные линии служат задвижки или краны, установленные на боковых отводах крестовин или тройников. Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования, режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций. Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки. В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Наблюдение за работой фонтанных скважин ведется по показаниям двух манометров, установленных на каждой скважине. Верхний манометр предназначен для замера давления на устье скважины, которое называется буферным. По нижнему манометру, устанавливаемому на крестовине трубной головки, определяется затрубное давление.

---

Основными деталями и узлами фонтанной арматуры являются крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, катушка или переводник 3, запорное устройство 4, фланец под манометр или буфер 5, кран 6, манометр 7, дроссель 8, ответный фланец 9.



4. Измерение расхода методом переменного перепада. Приборы применяемые для измерения.

Основные параметры: давление (скорость газа), температура, перепад. На УКПГ-НТС применяются расходомеры перепада мембранного типа (сужающее устройство). При рассмотрении сужающих устройств в настоящей главе основное внимание уделяется нормальным сужающим устройствам (нормальным диафрагмам, соплам, традиционное сужающее устройство, клиновидный элемент, конус, трубам Вентури), получившим широкое применение при промышленных измерениях. Расход технологической среды определяется разностью давлений, создаваемой сужающим устройством в трубопроводе. Расходомер переменного перепада давления включает три основных элемента. Первичный элемент создает падение давления путем введения препятствия в трубе, которое позволяет использовать уравнение Бернулли для расчета расхода. Падение давления измеряется вторичным элементом, преобразователем перепада давления, а третий элемент включает в себя все остальные части системы, такие как импульсные трубопроводы и соединители.

Расходомеры:

• 
  Вихревые
  
• 
  Калориметрические
  
• 
  Термоанемометрические
  
• 
  Ротаметры
  
• 
  Турбинные
  
• 
  Переменного перепада давления.
  

5. Узел входа шлейфов (УВШ). Технологическая схема. Назначение.

---

3.1 Здание переключающей арматуры

Сбор газа на Юбилейном месторождении осуществляется по групповой схеме.

Скважины сгруппированы в кусты по 1 ÷ 4 штук с единым газосборным коллектором и общей факельной линией. Газосборная сеть представлена теплоизолированными шлейфами Dy 159, Dy 426 с подземной прокладкой.

Назначение сбор газа с КГС.

3.1.1 Входные технологические нитки ЗПА предназначены для обеспечения или прекращения подачи газа из шлейфов, продувки и сброса газа из шлейфа на свечу, контроля и регулирования расхода, давления и контроля температуры газа.

При транспортировке газа “скважина-куст-шлейф - ЗПА”, сопровождающейся потерями давления, и при преодолении сопротивления, создаваемого клапанами, и как следствие этого, понижение температуры до значения близкого к температуре гидратообразования, для предотвращения образования кристаллогидратов в трубопроводах, уменьшающих свободное сечение трубопроводов и препятствующих транспортировке газа, необходимо впрыскивать метанол.

Для предотвращения гидратообразования и разрушения образовавшихся гидратов в трубопроводах, уменьшающих свободное сечение и препятствующих транспортировке газа, из насосной, поз. 13, необходимо впрыскивать метанол через систему регулируемой подачи ингибитора УВИ-101.

Дозирование метанола в каждую точку осуществляется с учетом параметров гидратообразования, которые определяются отдельно для каждой точки и контролируется с помощью расходомеров вихревых.

3.1.2 В ЗПА размещено три входные линии Ду270, Ду80. Входную линию от кустов газовых скважин №№2, 3 подключают к работе в 4 год эксплуатации.

Газ горючий природный по газосборным шлейфам Ду270 и Ду80 мм от газовых скважин №№1512, 1513 и от газовых скважин №№1001, 1411, куста газовых скважин №1, 2, 3 под давлением 15.69 ÷ 13.8 МПа, с температурой 23 ÷ 19С, в количестве 6 015 ÷ 6 017 ст. м³/час, под давлением 11.54 ÷ 11.4 МПа, с температурой 22 ÷ 20 С, в количестве 36 036 ÷ 204 108 ст. м³/час, под давлением под давлением 9.63 МПа, с температурой 20 ÷ 18 С поступает во входные технологические нитки здания переключающей арматуры.

На каждой технологической линии ЗПА установлены:

• 
  линия продувки шлейфа на свечу через кран шаровой с ручным приводом 17К2.1 (Ду80, Ру24.82), 17К2.2, 17К2.3(Ду150, Ру24.82);
  
• 
  входной кран с электроприводом №101-1 (Ду80, Ру24.82), №№101-2 (Ду250, Ру14.89), №№101-3 (Ду250, Ру24.82) производства ООО "Самараволгомаш" для подключения (отключения) входной линии к (от) газосборному (-ого) коллектору (-а) (ГСК);
  
• 
  ультразвуковой счетчик газа "Flowsic 600" с встроенным корректором для приведения расхода газа к нормальным условиям; с дистанционной передачей данных по интерфейсу RS-485 с поддержкой протокола Modbus RTU производства фирмы "Sick Maihak" Германия, поз FT(1-103а, 2-103а, 3-103а);
  
• 
  кран шаровой с ручным приводом 17К4 (Ду25, Ру25.0) для отвода жидкости из технологических ниток в дренажную емкость Е-101;
  
• 
  линии ввода ингибитора гидратообразования через обратный клапан, установленный для предотвращения перетока жидкости, и кран отключающий с ручным приводом 17К11 (Ду50, Ру1.6);
  
• 
  клапан регулирующий с электроприводом Кр102-1 (Ду80, Ру24.82), Кр102-2 (Ду250, Ру14.89), Кр102-3 (Ду250, Ру24.82 кгс/см²) для поддержания расхода газа во входных линиях ЗПА;
  
• 
  клапан предохранительный, гарантирующий эксплуатацию технологической линии при давлении не более 12.5 МПа;
  
• 
  кран ручной отключающий с ручным приводом 17К1.1 (Ду80, Ру14,89), 17К1.2, 17К1.3 (Ду250, Ру14.89) для местного подключения (отключения) входной линии к (от) (ГСК);
  
• 
  линия освобождения системы на свечу через задвижку ручным приводом 17Зд1 (Ду50, Ру16).
  

---