книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Рекомбинированием проб, т. е. объединением газа и конденса­ та в соотношении, при котором они отобраны на промысле при

мысловых стационарных сепараторов, передвижных блоков сепа­ раторов, сепараторов передвижных установок.

Представительные пробы отбирают из: неподвижного столба газа; фонтанной арматуры действующей скважины через пробо­ отборную трубку, установленную на оси потока; отборного уст­ ройства, установленного вертикально у устья скважины; горизон­ тального участка шлейфа; смесителя.

Из перечисленных методов наибольшее распространение по­ лучили: исследования при помощи промыслового оборудования; отборы представительной пробы из фонтанной арматуры или при

(рис. 19) впервые были проведены на месторождении Камбей в

1964 г. [29].

Поток газоконденсата, выходящий из скважины 1, проходит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Далее через

«до себя» 12, поддерживающие заданные давления в сепарато­ рах. Перед сепаратором первой ступени при исследовании был дополнительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровне­

при изменении давления и температуры. Газ с установки 13 по­ ступает для сжигания на факел 10.

Выделенный в сепараторах и в измерительной установке кон­ денсат поступает в измерительный сепаратор 8 (рр = 6 кгс/см2) и далее после редуцирования в замерную емкость 11, а выделенный из конденсата газ через измерительную диафрагму — для сжига­ ния на факел 9.

90

Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсатоот­

диаграмм фазовых превращений с помощью обычного промысло­ вого оборудования состоит в следующем.

Рис. 19. Схема промысловой экспериментальной установки на газоконденсатном месторождении

постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изо­ термических условий.

При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 15, 35, 55 и 75 кгс/см2. Измеряют дебит газа после сепарации Qr и

штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен или больше минимально допустимого, изменяют диаметр штуце­ ра непосредственно перед измерительным сепаратором, поддер­ живая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температурах сепарации. Определяют qK, как и в первом случае.

91

конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измеритель­ ный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.

Исследования при одновременном отборе промышленных ко­ личеств газа и представительной пробы проводят при помощи

установки ЛПГ-1 (рис. 20). При промышленном отборе газокон­ денсатная смесь из скважины через регулируемый штуцер 1 по­ ступает в циклонный сепаратор с манометром 6. Выделенная жид­ кость направляется в конденсатосборники 4 и 5. Конденса^о- сборники снабжены замерными краниками 9, при помощи кото­ рых измеряют дебит сырого конденсата. Отсепарировапный газ через регулируемый штуцер 8 выпускают на факел 10 или направ­ ляют в газопровод. В первом случае дебит газа измеряют ДИКТом 11, во втором — промысловыми расходомерами ДП-430.

При промышленном отборе газа в пробоотборники поступают газ и конденсат после сепарации. Содержание конденсата в газе определяют при различных давлениях и температурах сепарации.

Для построении изотерм и изобар конденсации требуется от­ бор представительной пробы и ее исследование. Для этих целей предназначена малая термостатируемая установка ЛГКМ-3, кото­ рая состоит из сепаратора гравитационно-центробежного типа 7,

92

термостатируемого с помощью двух электронагревателей (ЭТ-32) 2. Газ из малого сепаратора проходит расширительную камеру, и по газовому счетчику PC-100 определяют его расход. Объем отсепарированной жидкости определяют при помощи за­ мерных краников, установленных непосредственно на сепараторе.

Представительную пробу отбирают из смесителя. Сепаратор 7 калибруется по большому циклонному сепаратору. При калиб­ ровке в сепараторе 7 при помощи регулировочных вентилей соз­ дают давление и температуру такие же, как и в большом. Ско­ рость отбора части потока из смесителя, при которой обеспечи­ вается одинаковый удельный выход конденсата в обоих сепара­ торах, принимается за рабочую. В дальнейшем при этой скоро­

Использование промыслового оборудования дает возможность оперативно, без специальных затрат, с достаточной точностью проводить начальные и текущие исследования газоконденсатных залежей.

Отбор представительной пробы позволяет создавать малогаба­ ритные установки для исследований, при помощи которых можно проводить все виды исследований: поисково-разведочные, началь­ ные, текущие и специальные. Установки просты по конструкции, удобны в обслуживании, недорогие, требуют небольших затрат труда при исследованиях, имеют небольшие габаритные размеры и массу, что позволяет транспортировать их в условиях севера и пустынь (на вертолетах и др.).

§ 26. Определение начального содержания стабильного конденсата в пластовом газе

Начальное содержание стабильного конденсата С5+ в газе газоконденсатной залежи можно определить двумя методами:

1 ) расчетом по среднему составу пластового газа;

2 ) по данным измерения статических пластовых давлений по скважинам на различных гипсометрических отметках до начала эксплуатации залежи.

В первом случае при исследовании скважин отбирают пробы насыщенного конденсата, газа сепарации при определенных дав­ лении и температуре в сепараторе, устанавливают газоконденсат­ ное отношение. В лаборатории пробу насыщенного конденсата дегазируют при стандартных условиях, определяют составы газов сепарации и дегазации и объем образовавшейся стабильной жидкости С54.. Далее вычисляют состав пластовой смеси и потен­ циальное (начальное) содержание стабильного конденсата в. пластовом газе [1 2 ].

93

Этот метод применяется на месторождениях, имеющих одина­ ковый состав пластового газа по площади газоносности и по раз­ резу, т. е. на месторождениях с небольшой мощностью пласта, этажом газонасыщенности, при отсутствии нефтяной оторочки, однородном литологическом составе пород газонасыщенного кол­ лектора и сравнительно постоянных геолого-физических пара­ метрах пласта.

На месторождениях с большой мощностью пласта, этажом га­ зонасыщенности, при наличии нефтяной оторочки содержание стабильного конденсата в газе изменяется как по площади, так и по разрезу. В этих условиях среднее содержание стабильного конденсата в пластовом газе можно определять измерением ста­ тических давлений глубинными манометрами высокого класса точности на различных гипсометрических отметках.

При установившейся работе трех скважин или более с деби­ тами больше минимально необходимых для полного выноса кон­ денсата с забоя скважин определяют плотность рк или среднюю молекулярную массу стабильного конденсата, выделенного в се­ параторе Мк, и среднюю относительную массу газа сепарации но воздуху при стандартных условиях Дс. Скорость потока газа в сепараторах должна быть такой, чтобы в нем улавливался прак­ тически весь конденсат. Данных исследований трех скважин до­ статочно для оценки начального содержания стабильного конден­

плотность пластового газа при стандартных условиях р и моле­ кулярную массу пластовой смеси Мп.

Далее вычислим начальное содержание стабильного конденса­ та в пластовом газе по формуле

Абсолютные глубины и соответствующие им абсолютные давления приведены в табл. 13.

94

§ 27. Определение потерь стабильного конденсата в пласте

при газовом режиме эксплуатации залежи

Остаточный объем жидкости при различных давлениях и пла­ стовой температуре определяют в лабораторных условиях при исследовании рекомбинированных проб газа сепарации и насы­ щенного конденсата на специальных установках УГК-3, УФР-2. На установке производят дифференциальную конденсацию пла­ стовой смеси при изменении давления от начального до атмо­ сферного и пластовой температуре, измеряют оставшийся объем конденсата в сосуде высокого давления, приводят его к стандарт-

9 5

иым условиям, делят на начальные запасы конденсата и опреде­ ляют таким образом величину «потерь» конденсата. В сосуде вы­

дородов происходит в капиллярах причудливой формы в отличие от конденсации их в свободном пространстве в бомбе PVT.

По данным исследований скважин при стационарных или не­ стационарных режимах можно определить основные параметры пористой среды k/m, величину удельной поверхности F и коэффи­ циент извлечения конденсата из залежи Ки или потери конден­

Пример 15. Определить коэффициент извлечения стабильного конденсата из залежи при следующих исходных данных: 6=5,70 мД; т=0,057; Ку=0,37.

Структурный коэффициент, определенный по формуле (13), т=21,2. Удель­ ная поверхность пористой среды, вычисленная по формуле (И ), F = 398 см2/см3.

Коэффициент извлечения конденсата из залежи

/Си = 0,37 — 27,8-10~~4 .398У* = 0 ,3 1 .

§ 28. Продукция, получаемая на газоконденсатном промысле

Пластовые смеси газоконденсатных месторождений являются природным сырьем, в состав которого в общем случае входят:

•сухой газ (метан и этан); жидкие газы (пропан и бутаны); ста­ бильный (безбутановый) конденсат С5+; сероводород; азот; угле­ кислота; гелий.

В состав стабильного конденсата, в свою очередь, входят угле­ водороды различного строения (парафиновые, нафтеновые, аро­ матические) от С5 до С30, из которых можно вырабатывать с по­ мощью физических методов разделения бензин, лигроин, керосин, масла, а также экстрагировать ароматические углеводороды: бен­ зол, толуол, ксилолы.

Природные газоконденсатные смеси в пластовых условиях на­ ходятся при определенных давлении и температуре. Они обла­ дают в общем случае запасом потенциальной энергии, рацио­ нальное использование которой в процессах добычи сырья, его переработки и транспорта полученной продукции может сущест­ венно улучшить технико-экономические показатели системы даль­

него газоснабжения в целом [14].

При комплексном использовании пластовой смеси и ее энер­ гии на газоконденсатном промысле и газохимическом заводе вы­

9 6

рабатывают: сухой газ; жидкие газы; стабильный конденсат; жидкую и кристаллическую серу; гелий; холод, механическую ра­ боту или электроэнергию.

В первый период разработки газоконденсатных месторожде­ ний из пластового сырья вырабатывали сухой газ и стабильный конденсат. Сухой газ используется в качестве топлива, стабиль­ ный конденсат — как компонент сырья на нефтеперерабатываю­ щих заводах.

§ 29. Требования, предъявляемые к сухому газу и стабильному конденсату

Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, харак­ теризуется определенными физико-химическими свойствами или товарными кондициями (установленными техническими условия­

газа по углеводородам при том же давлении и в те же периоды года соответственно: —10 и —3°С; эти величины приняты для подземных магистральных газопроводов, расположенных в сред­ ней географической широте СССР, для холодной зоны в те же периоды года: —35 и —20° С;

4)содержание твердых взвесей: менее 0,002 г/м3 (ГОСТ

5580—56);

5)содержание балластных компонентов (H2S, N2, СОг): мень­

ше определенной величины, например для H2S — меньше

0 ,0 2 г/см3;

6 ) содержание кислорода равно нулю (ГОСТ 5580—56). Сухой газ для сажевых заводов, ТЭЦ, металлургических и це­

дорожных цистернах на нефтеперерабатывающие заводы: темпе­

ке газа как на газоконденсатном промысле, так и в головном районном управлении магистрального газопровода.

В качестве технических средств контроля за кондицией при­ родных газов могут быть использованы приборы, разработанные в УкрНИИГазе: ТТР-2 для одновременного определения точек росы по воде, углеводородам и температуры начала гидратообразования; ПКП-3 для определения коэффициента интенсивности

тельным потерям давления, уменьшению пропускной способности, авариям, ухудшению технико-экономических показателей добычи сырья и его переработки и магистрального транспорта газа.

§ 30. Основное оборудование газоконденсатного промысла для производства сухого газа и стабильного конденсата

Для получения продукции из углеводородного сырья газокон­ денсатных залежей и использования энергии пластового давле­ ния для получения холода, механической работы или электро­ энергии на газоконденсатном промысле устанавливается сложное и дорогостоящее оборудование, входящее в состав установок низкотемпературной сепарации газа (НТС), искусственного холо­ да (ИХ), стабилизации конденсата (СК), регенерации диэтилен­ гликоля (РДЭГ) или метанола, промысловой канализации, за­

ворять следующим основным требованиям: 1 ) бесперебойно вы­ рабатывать и подавать потребителям сухой газ и стабильный конденсат (все товары) в течение всего срока разработки место­ рождения; 2 ) наиболее полно использовать пластовое давление для добычи сырья, его обработки и переработки, выработки хо­ лода или электроэнергии и транспорта сухого газа и конденсата потребителям; 3) обеспечивать наилучшие технико-экономические показатели по системе дальнего газоснабжения в целом.

Низкотемпературная сепарация газа в СССР впервые стала применяться в 1960 г. на газоконденсатных промыслах Красно­ дарского края. В разработке технологической схемы НТС, обору­ дования и установления технологического режима его работы участвовали А. И. Арутюнов, П. И. Барабанов, В. А. Динков.

Первая установка НТС с вводом и регенерацией диэтилен­ гликоля, разработанная ВНИИГазом и Гипрогазом, начала ра­ ботать в 1964 г. на Шебелинском газоконденсатном месторож­ дении.

98

Рис. 21. Схема установки низкотемпературной сепарации с использованием эффекта Джоуля — Томсона:

1 — эксплуатационная скважина; 2 — манифольд; 3 — шлейф; 4 — каплеотбойник; 5 — тепло­ обменник типа «труба в трубе»; 6 — редукционный аппарат (штуцер); 7 — низкотемпера­ турный сепаратор; 8 — конденсатосборник

Как правило, каждая скважина имеет свою технологическую

нитку или УНТС.

Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в капле­ отбойник жидкости и твердой фазы, отделяется в нем от капель жидкости и твердых частиц, поступает в теплообменник, охлаж­

охлаждается до заданной температуры tc при давлении макси­ мальной конденсации /?0 в низкотемпературном сепараторе, отде­ ляется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или пол­ ностью проходит теплообменник, нагревается за счет тепла по­

также на ПГСГ1, где проходит полную или частичную стабилиза­ цию, замеряется и распределяется по потребителям.

УНТС размещается на групповом пункте сбора и обработки газа. В шлейфах, идущих от скважин к групповым пунктам (ГП), поток газоконденсата, выходящий из скважин с темпера­ турой, превышающей температуру грунта, охлаждается. В этом случае шлейфы являются первой ступенью сепарации. В север­ ных районах СССР газ, выходящий из скважин, может иметь температуру ниже температуры грунта. При движении по шлей­

4! 99