Проектування заходів з підвищення коефіцієнтів галовилучення
Проектування заходів з підвищення коефіцієнтів галовилучення
Характеристика методів підвищення коефіцієнтів газовнлучення для різних умов розробки родовища та характеристик вуглеводневої суміші.
Коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення залежить від геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газоконденсату, система розміщення свердловин), і техніко-економічних показників. Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку з родовища).
На коефіцієнт газоконденсатовіддачі істотно впливає характеристика родовища. Коефіцієнт вкін зменшується з ростом залягання газоносних колекторів і з ростом початкового пластового тиску, зі збільшенням ступеня неоднорідності колекторських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей. Коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розобки родовища.
Основними шляхами підвищення газовилучення є зменшення кінцевого пластового тиску, чого можна досягти забезпеченням рівномірної відробки газового покладу по площі і розрізу, щоб тиск падав рвномірно по всьому пласту, а також зменшенням втрат тиску у стовбурі свердловини, збільшенням проникності привибійної зони пласта, високоефективним також є зниження тиску на гирлі шляхом застосуванням ежекторів.
Відомо, що коефіцієнт кінцевого газоконденсатовидучення залежить від кінцевого тиску, чим меншим буде кінцевий тиск, тим більшим буде коефіцієнт кінцевого газоконденсатовидучення. Шляхом зниження гирлового тиску з допомогою застосування устьових ежекторів можна досягти збільшення коефіцієнту кінцевого газоконденсатовилучення.
Аналіз методів вирішення проблеми збільшення коефіцієнту кінцевого газоконденсатовилучення.
Коефіцієнт кінцевого газовилучення залежить від співвідношення кінцевого і початкових тисків і для кожного конкретного родовища буде тим більший, чим менший кінцеіий пластовий тиск. Свердловини експлуатуються до того значення кінцевого пластового тиску (мінімального дебіту газу), нижче яких подальша розробка родовища є економічно невигідною.
Основними напрямками підвищення коефіцієнту кінцевого газовилучення є:
- необхідність забезпечення в процесі розробки родовища рівномірного зниження тиску по всьому об’ємі родовища (по площі і по окремих пластах), що досягається відповідним розміщенням свердловин. Не повинно бути зон пласта, які слабо дренуються або які не залучені в розробку, для цього в процесі розробки родовища постійно уточнюється його геологічна будова, будуються карти ізобар і якщо виявляється, що є окремі блоки, які ізольовані від основної частини, або є ділянки пласта, які мають підвищенні тискі, в порівнянні з іншими ділянками, то потрібно на ці зони бурити нові свердлоавини. Таким чином, треба бурити нові свердловини чи згущувати сітку свердловин, ефективним вирішенням видобутку газу із зон, які слабо дренуються є буріння горизонтальних свердловин, буріння багатостовбурних свердловин, але для зменшення витрат на буріння можна забурювати і похилі стовбури з існуючих свердловин.
- Так як величина коефіцієнта кінцевого газовилучення залежить від значення кінцевого пластового тиску, то необхідно впроваджувати заходи по зменшенню кінцевого пластового тиску. Тому необхідно добиватись мінімізації значень кінцевого пластового тиску. Кінцевий пластовий тиск залежить від значення тиску на гирлі свердловини, втрат тиску в НКТ і втрат тиску в привибійній зоні. Зменшення втрат тиску на гирлі свердловини досягається введенням в експлуатацію дотискуючої компресорної станції, застосуванням газових ежекторів (газовий ежектор переважно монтують на УПГ після сепаратора I ступеня сепарації і теплообмінника.До сопла ежектора підключають лінію високонапірної свердловини, а до приймальної камери-камери-інжетці лінію від низьконапірної свердловини. В результаті ежектування зменшується тиск на гирлі низьконапірної свердловини, зростає дебіт газу .
- Основним методом зменшення втрат тиску в НКТ є попередження накопичення рідини на вибої, так як на заключній стадії розробки родовища дебіти газу є недостатні для винисення рідини, тому необхідно застосовувати ефективні методи, які б попереджували накопичення рідини на вибої. Для зменшення втрат тиску у привибійній зоні пласта необхідно збільшити її проникність, що досягається обробкою ПЗП.
- Так як після зменшення пластового тиску до гранично рентабельного значення, у пласті завжди залишається 10-15 % газу від початкових запасів, які не видобуваються, тому запропоновано витіснення цього газу закачуванням води, відходів різних нешкідливих виробництв,
- невуглеводневих газів тощо, що позволяє підвищити коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення не менше ніж на 5-10 %.
Вибір методу підвищення коефіцієнта углеводневилучення
родовища.
Зменшення втрат тиску на гирлі свердловини досягається введенням в експлуатацію дотискуючої компресорної станції, на будівництво, обладнання та подальшу експлуатацію якої необхідно залучати додаткові кошти, що, в свою чергу, призводить до здорожчання вартості транспортованого газу.
Найбільш ефективним способом є застосування устьових ежекторів. Застосування ежекторів (газовий ежектор переважно монтують на УПГ після сепаратора I ступеня сепарації і теплообмінника, до сопла ежектора підключають лінію високонапірної свердловини, а до приймальної камери-камери-інжетці - лінію від низьконапірної свердловини) призводить до зменшення тиску на гирлі низьконапірної свердловини, в результаті чого зростає дебіт свердловини.
Тому, для умов Південно-Гвіздецького газоконденсатного родовища вибираємо метод підвищення коефіцієнта кінцевого газоконденсатовилучення – зменшення кінцевого пластового тиску з застосуванням ежектора.
Проектування вибраного методу підвищення коефіцієнта вуглеводне вилучення родовищаю. Визначення додаткового видобутку газу.
Проектування вибраного методу
Проектування застосування устьового ежектора на Південно-Гвіздецькому родовищі проводимо для свердловини 469-Бч.
Для проектування зниження кінцевого пластового тиску задаємося мінімальним значенням рентабельного дебіту свердловини (5 тис. м3). Наближене значення кінцевого пластового тиску можна отримати по залежностях, отриманих за даними аналізу розробки родовищ України і зарубіжних країн, що закінчили розробку.
Pкін=0,1 Pпоч
Для даного значення кінцевого пластового тиску методом послідовних наближень знаходимо значення гирлового тиску. Дане значення гирлового тиску можна зменшувати застосуванням ежектора. Отож, знижаючи поступово гирловий тиск, розраховуємо коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення, уточнюючи значення вибійного і пластового тиску, для яких розраховуємо коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення вкін.
Програма розрахунку коефіцієнті кінцевого газоконденсатовилучення для умов застосування устьового ежектора для свердловини 469-Бч приводиться в додатку Б.
Висновок
Таким чином, в результаті зменшення устьового тиску буде додатково видобуто 5,113*107 м3 газу.
Сумарний видобуток газу складе 4,994*108 м3, коефіцієнт газовилучення збільшиться на 0,02 %, сумарний коефіцієнт газовилучення становитиме 0,936.
Програма розрахунку коефіцієнта кінцевого газовилучення для умов застосування устьового ежектора для свердловини 16-Бх приводиться в
додатку А. Результати розрахунків заносимо в таблицю 6.1
Таблиця 6.1-Результати розрахунку збільшення коефіцієнта газовилучення за рахунок зменшення устьового тиску.
Основні показники | Pу,МПа | Pвиб,МПа | Рпл,МПа | вкін | - | -
1,734 |
2,046 |
2,197 |
0,912
Додаткові показники | Pу,МПа | Pвиб,МПа | Рпл,МПа | вкін | Qвид*108м3 | Дв
1,4
1,1
0,9
0,7
0,5
0,4
0,2 | 1,769
1,416
1,063
0,829
0,596
0,481
0,256 | 1,900
1,599
1,316
1,144
0,994
0,931
0,840 |
0,924
0,936
0,948
0,955
0,961
0,963
0,967 | 4,928
4,994
5,055
5,092
5,124
5,137
5,157 |
0,010
0,020
0,028
0,034
0,038
0,040
0,043
Характеристика методів підвищення коефіцієнтів газовнлучення для різних умов розробки родовища та характеристик вуглеводневої суміші.
Коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення залежить від геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газоконденсату, система розміщення свердловин), і техніко-економічних показників. Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку з родовища).
На коефіцієнт газоконденсатовіддачі істотно впливає характеристика родовища. Коефіцієнт вкін зменшується з ростом залягання газоносних колекторів і з ростом початкового пластового тиску, зі збільшенням ступеня неоднорідності колекторських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей. Коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розобки родовища.
Основними шляхами підвищення газовилучення є зменшення кінцевого пластового тиску, чого можна досягти забезпеченням рівномірної відробки газового покладу по площі і розрізу, щоб тиск падав рвномірно по всьому пласту, а також зменшенням втрат тиску у стовбурі свердловини, збільшенням проникності привибійної зони пласта, високоефективним також є зниження тиску на гирлі шляхом застосуванням ежекторів.
Відомо, що коефіцієнт кінцевого газоконденсатовидучення залежить від кінцевого тиску, чим меншим буде кінцевий тиск, тим більшим буде коефіцієнт кінцевого газоконденсатовидучення. Шляхом зниження гирлового тиску з допомогою застосування устьових ежекторів можна досягти збільшення коефіцієнту кінцевого газоконденсатовилучення.
Аналіз методів вирішення проблеми збільшення коефіцієнту кінцевого газоконденсатовилучення.
Коефіцієнт кінцевого газовилучення залежить від співвідношення кінцевого і початкових тисків і для кожного конкретного родовища буде тим більший, чим менший кінцеіий пластовий тиск. Свердловини експлуатуються до того значення кінцевого пластового тиску (мінімального дебіту газу), нижче яких подальша розробка родовища є економічно невигідною.
Основними напрямками підвищення коефіцієнту кінцевого газовилучення є:
- необхідність забезпечення в процесі розробки родовища рівномірного зниження тиску по всьому об’ємі родовища (по площі і по окремих пластах), що досягається відповідним розміщенням свердловин. Не повинно бути зон пласта, які слабо дренуються або які не залучені в розробку, для цього в процесі розробки родовища постійно уточнюється його геологічна будова, будуються карти ізобар і якщо виявляється, що є окремі блоки, які ізольовані від основної частини, або є ділянки пласта, які мають підвищенні тискі, в порівнянні з іншими ділянками, то потрібно на ці зони бурити нові свердлоавини. Таким чином, треба бурити нові свердловини чи згущувати сітку свердловин, ефективним вирішенням видобутку газу із зон, які слабо дренуються є буріння горизонтальних свердловин, буріння багатостовбурних свердловин, але для зменшення витрат на буріння можна забурювати і похилі стовбури з існуючих свердловин.
- Так як величина коефіцієнта кінцевого газовилучення залежить від значення кінцевого пластового тиску, то необхідно впроваджувати заходи по зменшенню кінцевого пластового тиску. Тому необхідно добиватись мінімізації значень кінцевого пластового тиску. Кінцевий пластовий тиск залежить від значення тиску на гирлі свердловини, втрат тиску в НКТ і втрат тиску в привибійній зоні. Зменшення втрат тиску на гирлі свердловини досягається введенням в експлуатацію дотискуючої компресорної станції, застосуванням газових ежекторів (газовий ежектор переважно монтують на УПГ після сепаратора I ступеня сепарації і теплообмінника.До сопла ежектора підключають лінію високонапірної свердловини, а до приймальної камери-камери-інжетці лінію від низьконапірної свердловини. В результаті ежектування зменшується тиск на гирлі низьконапірної свердловини, зростає дебіт газу .
- Основним методом зменшення втрат тиску в НКТ є попередження накопичення рідини на вибої, так як на заключній стадії розробки родовища дебіти газу є недостатні для винисення рідини, тому необхідно застосовувати ефективні методи, які б попереджували накопичення рідини на вибої. Для зменшення втрат тиску у привибійній зоні пласта необхідно збільшити її проникність, що досягається обробкою ПЗП.
- Так як після зменшення пластового тиску до гранично рентабельного значення, у пласті завжди залишається 10-15 % газу від початкових запасів, які не видобуваються, тому запропоновано витіснення цього газу закачуванням води, відходів різних нешкідливих виробництв,
- невуглеводневих газів тощо, що позволяє підвищити коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення не менше ніж на 5-10 %.
Вибір методу підвищення коефіцієнта углеводневилучення
родовища.
Зменшення втрат тиску на гирлі свердловини досягається введенням в експлуатацію дотискуючої компресорної станції, на будівництво, обладнання та подальшу експлуатацію якої необхідно залучати додаткові кошти, що, в свою чергу, призводить до здорожчання вартості транспортованого газу.
Найбільш ефективним способом є застосування устьових ежекторів. Застосування ежекторів (газовий ежектор переважно монтують на УПГ після сепаратора I ступеня сепарації і теплообмінника, до сопла ежектора підключають лінію високонапірної свердловини, а до приймальної камери-камери-інжетці - лінію від низьконапірної свердловини) призводить до зменшення тиску на гирлі низьконапірної свердловини, в результаті чого зростає дебіт свердловини.
Тому, для умов Південно-Гвіздецького газоконденсатного родовища вибираємо метод підвищення коефіцієнта кінцевого газоконденсатовилучення – зменшення кінцевого пластового тиску з застосуванням ежектора.
Проектування вибраного методу підвищення коефіцієнта вуглеводне вилучення родовищаю. Визначення додаткового видобутку газу.
Проектування вибраного методу
Проектування застосування устьового ежектора на Південно-Гвіздецькому родовищі проводимо для свердловини 469-Бч.
Для проектування зниження кінцевого пластового тиску задаємося мінімальним значенням рентабельного дебіту свердловини (5 тис. м3). Наближене значення кінцевого пластового тиску можна отримати по залежностях, отриманих за даними аналізу розробки родовищ України і зарубіжних країн, що закінчили розробку.
Pкін=0,1 Pпоч
Для даного значення кінцевого пластового тиску методом послідовних наближень знаходимо значення гирлового тиску. Дане значення гирлового тиску можна зменшувати застосуванням ежектора. Отож, знижаючи поступово гирловий тиск, розраховуємо коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення, уточнюючи значення вибійного і пластового тиску, для яких розраховуємо коефіцієнт кінцевого газоконденсатовилучення вкін.
Програма розрахунку коефіцієнті кінцевого газоконденсатовилучення для умов застосування устьового ежектора для свердловини 469-Бч приводиться в додатку Б.
Висновок
Таким чином, в результаті зменшення устьового тиску буде додатково видобуто 5,113*107 м3 газу.
Сумарний видобуток газу складе 4,994*108 м3, коефіцієнт газовилучення збільшиться на 0,02 %, сумарний коефіцієнт газовилучення становитиме 0,936.
Програма розрахунку коефіцієнта кінцевого газовилучення для умов застосування устьового ежектора для свердловини 16-Бх приводиться в
додатку А. Результати розрахунків заносимо в таблицю 6.1
Таблиця 6.1-Результати розрахунку збільшення коефіцієнта газовилучення за рахунок зменшення устьового тиску.
Основні показники | Pу,МПа | Pвиб,МПа | Рпл,МПа | вкін | - | -
1,734 |
2,046 |
2,197 |
0,912
Додаткові показники | Pу,МПа | Pвиб,МПа | Рпл,МПа | вкін | Qвид*108м3 | Дв
1,4
1,1
0,9
0,7
0,5
0,4
0,2 | 1,769
1,416
1,063
0,829
0,596
0,481
0,256 | 1,900
1,599
1,316
1,144
0,994
0,931
0,840 |
0,924
0,936
0,948
0,955
0,961
0,963
0,967 | 4,928
4,994
5,055
5,092
5,124
5,137
5,157 |
0,010
0,020
0,028
0,034
0,038
0,040
0,043
