Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ технологических схем и основные проблемы при добыче, сборе и подготовке природного газа
1.1 Анализ обводнения скважин Уренгойского ГКМ и пути исключения межколонных перетоков и водопоглощения
1.2 Анализ систем сбора газа
1.2.1 Основные процессы и осложнения, возникающие в системе сбора газа
1.3 Современное состояние абсорбционной аппаратуры и направление интенсификации ее работы
1.4 Анализ существующих технологических схем абсорбционной осушки газа
1.5 Анализ технологических схем осушки природного газа на газовых месторождениях Тюменской области
Выводы
2. Анализ проблем и разработка рекомендаций по предупреждению межколонных перетоков, изоляции поглощающих горизонтов, добычи газа из обводняющихся скважин
2.1 Разработка технологии ликвидации межколонных газопроявлений в скважине
2.2 Разработка технологии блокировки поглощающих пластов в скважине
2.3 Совершенствование технологических процессов по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах
2.4 Разработка технологии добычи газа из обводняющейся скважины Выводы
3. Результаты комплексного обследования укпг по определению эффективности работы основного технологического оборудования
3.1 Анализ работы технологического оборудования осушки газа
3.1.1 Результаты комплексного обследования эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ-1
3.1.2 Результаты обследования эффективности работы технологического оборудования УКПГ-2
3.1.3 Статистическая обработка данных обследования работы оборудования осушки газа на УКПГ
3.2 Контроль качества подготовки углеводородного сырья Уренгойского ГКНМ
3.3 Основные параметры работы технологического оборудования на УКПГ сеноманской залежи
3.4 Анализ и результаты исследования влияния загрязненности ДЭГ на работу основного технологического оборудования УКПГ сеноманской залежи
Выводы
4. Разработка рекомендаций по совершенствованию систем сбора газа и работы абсорбционных установок
4.1 Разработка рекомендаций по совершенствованию систем сбора и работы абсорбционных установок осушки природного газа
4.1.1 Рекомендации по оптимизации работы системы сбора природного газа
4.1.2 Рекомендации по совершенствованию работы установок регенерации абсорбента
4.1.3 Определение концентрации регенерированного диэтиленгликоля по параметрам регенерации
4.1.4 Обеспечение совместимости работы системы "абсорбер -десорбер"
4.2 Анализ динамики загрязнения и разработка рекомендаций по совершенствованию работы фильтрующих элементов
4.2.1 Исследование динамики загрязнения фильтр-патронов
4.2.2 Рекомендации по модернизации существующих фильтр-патронов и разработка новых конструкций
4.3 Рекомендации по предупреждению засоления ДЭГ
4.4 Оценка возможности применения триэтиленгликоля в качестве абсорбента на УКПГ Уренгойского ГКМ
4.4.1 Анализ физико-химических и осушающих свойств триэтиленгликоля
4.4.2 Оценка возможности применения ТЭГ в качестве абсорбента на УКПГ Уренгойского месторождения
4.5 Основные направления реконструкции установок подготовки природного газа на газовых месторождениях Крайнего Севера
Выводы
5. Анализ работы и разработка рекомендации по работе технологического оборудования при эксплуатации по схеме ДКС- УКПГ - ДКС, УКПГ - ДКС - ДКС
5.1 Анализ технологических схем осушки газа при эксплуатации по схемам размещения ДКС П-ой очереди до и после УКПГ
5.1.1 Анализ и пути повышение эффективности работы технологического оборудования в технологической цепочке ДКС-2 - УКПГ -ДКС-1
5.1.2 Анализ технологический схемы осушки газа при размещении ДКС П-ой очереди за УКПГ
5.1.3 Анализ результатов комплексного обследования УКПГ-2 при работе по схемам "ДКС - УКПГ - ДКС" и "УКПГ - ДКС - ДКС"
5.1.4 Анализ результатов эксплуатации модернизированной технологической нитки № 7 на УКПГ-2 УНГКМ
5.1.5 Анализ использования серийных АВО для охлаждения сырого (неосушенного) газа
Выводы
Заключение
Список использованных источников
- Анализ обводнения скважин Уренгойского ГКМ и пути исключения межколонных перетоков и водопоглощения
- Разработка технологии ликвидации межколонных газопроявлений в скважине
- Результаты комплексного обследования эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ-1
- Разработка рекомендаций по совершенствованию систем сбора и работы абсорбционных установок осушки природного газа
Введение к работе
В настоящее время в промышленной разработке находятся уникальные газовые и газоконденсатные месторождения Крайнего Севера и Западной Сибири, отличающиеся сложными природно-климатическими и горно-геологическими условиями: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское. В перспективе дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым - Пур -Тазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений расположенных на полуострове Ямал. Введение в разработку новых месторождений Крайнего Севера (более 70 % разведанных запасов России) требует обобщения опыта проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. На Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ) подготовка природного газа к транспорту в основном производится путем абсорбционной осушки и низкотемпературной сепарации (НТС). УНГКМ является уникальным месторождением по запасам, по составу добываемого сырья и по объемам добываемой продукции. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений условия добычи и подготовки углеводородов (снижение пластового давления, обводнение пластов, межколонные перетоки, водопоглощение, увеличение влагосодержания газа и др.) требуют новых технических и технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности эксплуатации скважин и технологий промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата. Особенно актуальны проблемы предупреждения и ликвидации осложнений при эксплуатации месторождений в условиях падающей добычи.
Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегией развития ОАО «Газпром», тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» и ООО "Уренгойгазпром".
ЦЕЛЬ РАБОТЫ
Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на крупных газовых месторождениях Крайнего Севера в период падающей добычи на основе анализа и обобщения опыта эксплуатации сеноманской залежи УНГКМ.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ Разработать эффективные технологии ликвидации межколонных перетоков, борьбы с поглощениями и изоляции подошвенных вод для условий пониженных пластовых давлений.
Провести обследования установок комплексной подготовки газа (УКПГ) для определения показателей работы основного технологического оборудования осушки газа и разработать технико-технологические решения по повышению эффективности его эксплуатации в период падающей добычи.
Обосновать рациональные схемы подключения дожимных компрессорных станций (ДКС) на разных стадиях эксплуатации крупных газовых месторождений (на основе опыта разработки УНГКМ).
Разработать технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО).
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ В работе использованы методы математической статистики, физического и математического моделирования процессов подготовки природного газа к транспорту, методы промысловых и лабораторных исследований, методы теории оптимизации.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА 1. Для условий падающей добычи газа (падение давления, обводнение пластов, межколонные перетоки) на УНГКМ разработаны новые технологические растворы и технологии их применения при строительстве скважин и производстве ремонтно-
изоляционных работ (РИР)
а) составы растворов, образующих в процессе смешения и продвижения в затруб-
ном пространстве высоковязкую дисперсную систему, позволяющую эффективно лик
видировать межколонные и заколонные газопроявления и увеличить продолжитель
ность эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны, кана
лов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-
механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси (патент РФ № 2144130);
б) для эффективной блокировки поглощающих пластов в скважине в качестве
блокирующей жидкости использовать композицию из двух и более составов, образую
щих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийными и об
ратимыми свойствами (патент РФ № 2144608);
в) для эффективной изоляции подошвенных вод осуществлять закачку суспензии
минерального вяжущего на органической основе раствора и жидкости отверждения,
причем в качестве суспензии минерального вяжущего раствора используется цементный
раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75-80 масс. % (эти-
ленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль ТЭГ), в количестве 40-50 % от массы цемента.
По результатам регрессионного анализа уточнены эмпирические зависимости потерь ДЭГ от фактора скорости по различным типам аппаратов. Разработана номограмма для определения концентрации регенерированного ДЭГ в зависимости от основных технологических параметров процесса - температуры и давления в испарителе, расхода стриппинг газа, концентрации насыщенного ДЭГ. Выявлены и обоснованы параметры ДЭГ для эффективной осушки газа на стадии падающей добычи.
Усовершенствована система коагуляции мелкодисперсной жидкости в фильтр-патронах многофункциональных аппаратов осушки посредством увеличения эффективной площади фильтрации в разработанных фильтр-патронах за счет использования двух фильтрующих слоев и изменения направления потока газа с целью уменьшения жидкостной нагрузки на основной фильтрующий слой (патенты РФ № 2136351 и № 2153918).
4. Разработан алгоритм прогноза условий осушки газа в течение всего периода эксплуатации месторождения для различных схем подключения ДКС к УКПГ.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ
Разработана технология эффективной эксплуатации и ремонта скважин в условиях обводнения, межколонных перетоков и водопоглощения.
На основе анализа результатов комплексного обследования УКПГ разработаны и внедрены новые фильтрующие элементы абсорбционных аппаратов, рекомендации по совершенствованию работы АВО и установок регенерации ДЭГ.
Даны рекомендации по прогнозированию работы УКПГ с различными вариантами подключения ДКС в течение всего периода разработки месторождения.
РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ На Уренгойском НГКМ внедрены следующие технологии.
1. Технология ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений ус
пешно реализована на скважинах №11062, 12091,11053.
2. Разработанным блокирующим составом проведено глушение 25 газовых
скважин и получены следующие результаты: способность сохранять фильтрационную
характеристику пласта при освоении скважин; средний объём поглощаемой жидкости
глушения сократился в 5 - 9 раз; сроки капитального ремонта и освоения скважин
уменьшились в 2 - 3 раза.
Водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой воды по новым технологиям проведены с положительным результатом более чем в 20 скважинах.
По результатам комплексных обследований УКПГ по определению эффективности работы основного технологического оборудования проведен регрессионный анализ статистического материала, что позволило рекомендовать график проведения ревизий и модернизаций технологических ниток УКПГ.
Определены и реализованы оптимальные режимы работы установок регенерации ДЭГ на УКПГ.
Модернизированные фильтр-патроны внедрены на УКПГ - 2, 8 Уренгойского НГКМ, что позволило снизить унос ДЭГ с осушенным газом до 1 - 5 г/тыс.м3 и довести межремонтный период аппаратов осушки газа до 2-х лет.
Разработаны и реализованы технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы АВО. Для охлаждения сырого газа после ДКС перед последующей осушкой рекомендован способ ступенчатого регулирования температуры охлажденного газа после АВО.
На основе комплексного обследования УКПГ - 2 при работе по схемам "ДКС-2 - УКПГ - ДКС- Iм и "УКПГ - ДКС-1 - ДКС-2" рекомендованы технологические схемы осушки для различных стадий разработки месторождений.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ
Основные результаты диссертационной работы обсуждались: на научно-практической конференции ученых и специалистов ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, апрель 1990 г.); на Х-й юбилейной научно-технической конференции ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, октябрь 1993 г.); на ХІ-й научно-технической конференции ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, ноябрь 1994 г.); на научно-техническом совете РАО "Газпром" (г. Саратов, октябрь 1995 г.); на 2-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, сентябрь 1997 г.); на научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (г. Уфа, май 1998 г.); на научно-техническом совете РАО "Газпром" (пос. Развилка, ВНИИГаз, февраль 1998 г.), на Международной научно-технической конференции (г. Уфа, октябрь 2000 г.) и др.
Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегии развития ОАО "Газпром", тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО "Газпром" и ООО "Уренгойгазпром".
ПУБЛИКАЦИИ. Основное содержание работы изложено в 27 статьях и тезисах докладов, монографиях и 4 авторских свидетельствах и патентах.
В развитие теории и практики эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений значительный вклад внесли отечественные и зарубежные специалисты: Бас-ниев К.С..[Ъекиров Г.МІ/Берго Б.Г., Березняков А.И., Бухгалтер Э.Б., Бузинов С.Н., Гриценко А.И., Гужов Н.А., Гухман Л.М., Дегтярев Б.В., Ермилов О.М., Зиберт Г.К., Зотов Г.А., Истомин В.А., Кабанов Н.И., Касперович А.Г., Кащицкий Ю.А., Клюсов В.А., Коротаев Ю.П., Кубанов А.Н, Кульков А.Н., Лакеев В.П., Ланчаков Г.А., Маслов В.П., Михайлов Н.В., Мурин В.И., Островская Т.Д., Петров В.Н., Ремизов В.А., Сиротин A.M., Смирнов B.C., Сулейманов Р.С., Тер-Саркисов P.M., Толстое В.А., Тривус Н.В.,
Туревский Е.Н., [Халиф А.Л.|, [Худяков О.Ф.|, [Ширковский А.И.|, Шмыгля П.Т., Макогон Ю.Ф., Бехар, Бишну, Кэмпбел, Ларие, Минкинен, Палерма, Роже, Слоан и многие другие.
Базовые фундаментальные знания по проектированию разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений позволили в 70-80 годы в кратчайшие сроки освоить гигантские месторождения Севера Западной Сибири - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и другие. За эти годы накоплен огромный опыт эксплуатации месторождений в экстремальных природно-климатических условиях, требующий тщательного анализа и дальнейшего использования при освоении новых месторождений Западной Сибири и п-ва Ямал. Автор в своей работе рассмотрел узкий круг вопросов, связанных с осложнениями при разработке сеноманской залежи Уренгойского НГКМ и проанализировал ряд технологических приемов, позволяющих совершенствовать систему добычи, сбора и подготовки природного газа.
Автор выражает благодарность специалистам газовой отрасли, работникам ООО «Уренгойгазпром», ученым ВНИИГАЗ, УГНТУ и НТЦ, все коллегам за полезные замечания и рекомендации при выполнении диссертационной работы и существенную помощь во внедрении разработок.
Анализ обводнения скважин Уренгойского ГКМ и пути исключения межколонных перетоков и водопоглощения
Требования к качеству согласно ОСТ 51.40-93 /1/, однако необходимо было бы устанавливать показатели качества газа исходя из реальных условий нахождения объектов добычи газотранспортных систем и требований потребителя/2/.
Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых предприятиями и согласованных с РАО "Газпром".
Для газов, в которых содержание С5+в не превышает 1,0 г/м3 точка росы по углеводородам не нормируется.
Основное требование при подготовке газа - это достижение необходимых значений точки росы по углеводородам и по влаге. Основные затраты приходятся на установки по осушке природного газа, причем около 90 % всех затрат на возмещение дорогостоящего абсорбента.
Основные запасы природного газа РФ сосредоточены на месторождениях с близкими термодинамическими и физико-химическими характеристиками. Общим для этих месторождений является присутствие влаги. Основным продуктом газовых месторождений является топливный газ высокого давления, транспортируемый по магистральным трубопроводам.
Качество газа, в основном, зависит от выбора технологии его подготовки и определяется составом газа, природно-климатическими условиями эксплуатации месторождения, фракционным составом газа, наличием в нем конденсата, содержанием воды и кислых компонентов, термодинамическими параметрами газа в пласте и на устье скважин, требованиями к составу и качеству газа при его использовании в промышленности.
В настоящее время основные месторождения севера Тюменской области вступили или вступают в период падающей добычи, значительно снижается пластовое давление, температура, дебит. Происходит массовое обводнение скважин, вынос пес ка и, как следствие, в результате продолжительной эксплуатации резко возрастает количество отказов оборудования.
Основными видами ремонтов скважин на месторождениях Севера на сегодня являются ремонтно-изоляционные работы и работы по интенсификации притока /3 -11/. Так, на месторождении Медвежье за период с 1992 по 1998 гг. отремонтирована 131 скважина, проведена 291 скважино-операция, в т.ч.: 97 по водоизоляции; 74 по интенсификации; 55 по извлечению пакера; 18 по ограничению выноса песка. Эффективными оказались 92 скважино-операции. Из простаивающего фонда выведено 36 скважин. На Уренгойском месторождении отремонтировано 881 скважина, в т.ч.: 269 по интенсификации; 212 связанные с ремонтом нефтяных скважин; 139 по водоизоляции; 12 по ограничению выноса песка.
В год, в среднем, ремонтируется примерно 130 скважин, из них сеноманских газовых - 40, валанжинских газоконденсатных - 38, нефтяных - 52.
Несмотря на постоянное совершенствование технологий строительства и за-канчивания скважин, для месторождений Севера характерно наличие межколонных и заколонных флюидопроявлений различной интенсивности. На их ликвидацию затрачиваются значительные материальные и трудовые ресурсы. Количество скважин, имеющих межколонные проявления, достигает 10 % от общего числа эксплуатационных.
В настоящее время специалистами ООО "Уренгойгазпром" на основе промыслового и геофизического материла разработки уникальной сеноманской газовой залежи Уренгойского ГКМ сделан прогноз обводнения действующего фонда скважин на перспективу. На основе анализа результатов радиометрических исследований рассчитаны средние скорости подъема ГВК для различных типов пород продуктивного разреза /4/.
Основная часть (78 %) фонда эксплуатационных скважин не должна подвергнуться массированному обводнению до конца расчетного срока.
Этой категории скважин возможно обводнение только в случае плохого цемен-тажа обсадной колонны за счет перетоков пластовой воды по затрубному пространству.
В то же время следует отметить, что анализ технического состояния экс плуатационных скважин, в которых в процессе разработки подошвенные воды поднимутся до уровня нижних отверстий перфорации, показывает плохое качество це ментирования в 50% из них.
Поэтому следует уделять наибольшее внимание этой группе скважин, поскольку только в них будет оправдано проведение капремонтов с целью поддержания планируемых уровней добычи газа в период падающей добычи.
Полная остановка обводненных скважин либо заметное снижение дебитов газа по ним приводят к необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР). Кроме того, скважины продолжительное время не дают продукции, а газонасыщенные пласты находятся под воздействием жидкости в скважине, что уменьшает их продуктивность. Все это приводит к снижению коэффициента эксплуатации скважин и увеличению себестоимости добычи газа, конденсата и нефти.
В начальный период обводнения количество воды, поступающей на забой скважины, ограничено и почти не препятствует ее нормальной эксплуатации. Даже при полном обводнении одного из пластов скважина обычно не теряет своей работоспособности и возможна ее дальнейшая эксплуатация. Если при поступлении пластовой воды не отмечается осложняющих признаков, скважина должна работать максимально возможное время, так как такая эксплуатация обводняющихся скважин способствует достижению более высоких коэффициентов газо- и конденсатоотдачи.
Газодинамические расчеты показывают, что столб жидкости, полностью перекрывающий интервал перфорации, снижает производительность скважин на 4-9 % 151.
В настоящее время разработкой методов изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, в том числе и ликвидацией заколонных перетоков воды, занимаются многие отечественные и зарубежные фирмы. Решение проблемы осуществляется по двум основным направлениям /5-11/: разработка способов, технических приемов и технологий проведения изоляционные работ; разработка и усовершенствование водоизолирующих материалов.
С учетом природы селективных водоизолирующих материалов они систематизируются по трем группам: органические полимерные материалы, неорганические изолирующие реагенты и элементоорганические соединения.
Разработка технологии ликвидации межколонных газопроявлений в скважине
Современная аппаратура для контакта систем "газ-жидкость" отличается большим разнообразием конструкции, что определяется назначением аппарата, условиями его работы, диапазоном изменения нагрузок и т.д. Для массообменного оборудования разработано несколько классификационных схем, некоторые из которых могут явиться основой для поиска новых технических решений.
По одной из таких классификаций /13/ аппараты для проведения процессов массообмена подразделены на три основные группы на основе способа образования межфазной поверхности: 1) аппараты с фиксированной поверхностью фаз; 2) аппараты с поверхностью контакта фаз, которая образуется в процессе движения потоков; 3) аппараты с внешним подводом энергии.
В табл. 1.2 в соответствии с этой классификацией показано распределение наиболее типичных аппаратов по группам.
В газовой промышленности распространение получили аппараты первой и второй группы. Аппараты третьей группы с внешним подводом энергии достаточно компактны, эффективны, но наличие вращающихся частей и уплотнений снижает надежность их работ, требует квалифицированного обслуживания. Поэтому такие аппараты в газовой промышленности практически не применяются.
Несколько иная, но весьма близкая классификация абсорбционных аппаратов приведена в /14/, где абсорберы разделяются также на три группы: поверхностные абсорберы; барботажные абсорберы; распыливающие абсорберы.
Необходимо отметить, что приведенные классификации являются условными, так как отражают, в основном, характер поверхности контакта. Причем, в зависимости от условий работы при различных гидродинамических параметрах может измениться характер и метод образования межфазной поверхности, а, следовательно, один и тот же аппарат может оказаться при этом в разных группах.
Большое число имеющихся типов абсорбционных аппаратов затрудняет целесообразный выбор того или иного из них, однако существует ряд общих положений, при помощи которых можно отобрать в каждом конкретном случае нескольких типов для их последующего технико-экономического сравнения.
Для аппаратов установок осушки газа наиболее важными показателями являются следующие. Возможность работать с низким отношением расходов жидкость-газ (Уж/Уг 0,001). Большой объем перерабатываемого газа (более 100000 м /ч). Низкое гидравлическое сопротивление. Простота конструкции. Возможность работы при наличии загрязнений.
Следует отметить еще один важнейший показатель - обеспечение низких потерь абсорбента.
Анализ научно-технической литературы показывает, что в настоящее время в отечественной практике для процессов осушки газа наиболее широко применяют противоточные вертикальные колонные аппараты.
Центральным конструкторским бюро (ЦКБН) проведено обобщение имеющихся материалов и дан технико-экономический анализ целого ряда конструкций абсорберов /15/. Было показано, что одной из перспективных конструкций для создания высокопроизводительного аппарата является абсорбер с прямоточными центробежными патрубками. Интенсификация массообмена в таких колоннах достигается за счет использования потенциальной энергии газа при увеличении скорости его в контактных элементах до значения фактора скорости Fs=6-10 на полное сечение аппарата и использования центробежного эффекта для сепарации фаз. Однако при этом существенного сокращения высоты массообменной части достичь не удалось, поскольку рост скорости газа вызывает увеличение гидравлического сопротивления, а, следовательно, и расстояния между ступенями контакта.
В настоящее время в химической промышленности накоплен положительный опыт использования эффективных насадок, работающих в режиме затопления. Так, например, насадочные колонны с затопленной насадкой успешно эксплуатируются в системах очистки синтез газа от углекислого газа в установках производства аммиака /16, 17/.
Последние годы в создании оборудования большой удельной мощности отмечаются тенденции к использованию аппаратов горизонтального типа. К таким конструкциям относятся противоточный кассетный абсорбер, разработанный ВНИИгазом и горизонтальные аппараты ЦКБН (ГП-621).
Для реконструкции действующего оборудования несомненный интерес представляет принцип секционирования. Предложенные МИХМом три способа секционирования: поперечное (относительно жидкостного потока), продольная и продольно-поперечное неплохо зарекомендовали себя в химической и нефтеперерабатывающей промышленности. Отмечается, что принцип продольно-поперечного секционирования может быть использован не только при создании эффективных тарельчатых устройств, но и для других типов контактных устройств, в том числе и насадочных. В качестве такого примера можно привести конструкцию тепломассообменной колонны по а.с. №1044320/17/.
Массообменная колонна имеет корпус с насадкой, выполненной из отдельных секций, ограниченных двумя сплошными перегородками. По высоте колонна разделена на отдельные слои перегородками, которые имеют расположенные над слоями насадки распределители жидкости, глухие участки и окна для прохода газа.
Сверху жидкость через распределитель стекает по насадке, где контактирует с газовым потоком. Газ поступает на внешнюю зону на нижней ступени контакта, разделяясь пропорционально числу секций насадки, проходит через газопроницаемые стенки. После контакта газ выходит из секций насадки во внутреннюю зону и поднимается, не меняя своего направления, через окна для прохода газа в следующую ступень контакта. Проконтактировав с жидкостью в секции насадки, примыкающей к внешней зоне, газ через окна переходит на очередную ступень контакта, меняя направление на противоположное.
Результаты комплексного обследования эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ-1
Анализ разработки газовых месторождений и ПХГ России показывает, что примерно 25-30 % газовых и газоконденсатных скважин, находящихся в эксплуатации, имеют межколонные газопроявления различной интенсивности. Межремонтный период работы крепи непродолжителен. Велики потери средств, связанные с простоем скважин и их ремонтом, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение эксплуатируется более 20 лет и опыт его эксплуатации показывает, что крепь значительного количества скважин, состоящая из обсадных колонн, зацементированного пространства за ними и колонной обвязки - негерметична. Фактический эксплуатационный фонд месторождения насчитывает более 2300 скважин, при этом около 2 % из них имеют межколонные давления величиной от 0,5 МПа и более.
Результатом негерметичности крепи скважин являются межколонные давления, перетоки между пластами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, часто сопровождаемые возникновением грифонов. Количество эксплуатационных скважин с межколонными давлениями на Уренгойском месторождении по УКПГ и годам представлены в табл. 2.1 и 2.2.
В практике для предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений используются различные герметизирующие составы: буровые растворы; солевые растворы; специальные дисперсии на водной и углеводородной основе.
Однако, данные составы имеют невысокую эффективность герметизации и непродолжительный период действия в связи с низкой вязкостью, высокой фильтрацией и недостаточной устойчивостью.
Известен способ ликвидации межколонных газопроявлений, в соответствии с которым в затрубное пространство скважины закачивается инвертная меловая дисперсия (ИМД) и одновременно закачивается вода или раствор хлористого кальция при их соотношении от 1 : 0,25 до 1 : 1,5 111.
Однако, указанный раствор не обеспечивает эффективную герметизацию каналов при газопроявлениях из-за недостаточной условной и эффективной вязкости. К недостаткам данного способа следует отнести неспособность раствора улучшать свои свойства со временем, а именно в процессе его закачки в скважину (в затрубное пространство), при продвижении по внутренней поверхности эксплуатационной колонны (ЭК), каналам негерметичных резьбовых соединений и трещинам заколонного цементного камня. По этой причине основная часть раствора попадает в интервал перфорации и приводит к загрязнению или полной блокировке призабойной зоны пласта (ПЗП), особенно в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).
В связи с этим необходимо разработать новые технологии и составы растворов для изоляции межколонных перетоков. Разработан способ, позволяющий повысить эффективность ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений и увеличить продолжительность эффекта герметизации неплотных соединений ЭК, каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси /92/.
Согласно данной технологии при ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающем закачку вязкого раствора в затрубное пространство, одновременно закачивается не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, например:
Введение в раствор химически активной группы реагентов (сульфата натрия, хлористого кальция, карбоната натрия) позволяет в результате активного химического взаимодействия получить в углеводородной среде дополнительную дисперсную фазу. Получению дисперсной фазы способствуют процессы образования кристаллогидратов путем связывания молекул растворителя (воды). Эти два явления приводят к увеличению количества твердой фазы в смеси, а, следовательно, и к изменению его технологических характеристик.
Разработка рекомендаций по совершенствованию систем сбора и работы абсорбционных установок осушки природного газа
В процессе проведения водоизоляционных работ с установкой цементных мостов в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения в результате аномально низкого пластового давления часто происходит неконтролируемое поглощение цементного раствора, затворенного на воде, особенно в процессе продавки цементного раствора и обратной промывки для "срезки" кровли моста (скважина 5143 и др.). Только при закачке в призабойную зону больших объемов жидкости глушения и повторных практически неконтролируемых закачек больших объемов цементного раствора получены положительные результаты по ограничению притока пластовой воды. После установки цементных мостов по стандартной технологии производительность отдельных скважин значительно снижается и они переходят в фонд низкодебитных.
Сохранение действующего фонда скважин и стабилизация отборов газа из продуктивного пласта зависит от успешного внедрения традиционных и новейших методов изоляции водопритоков.
Известен состав для изоляции притока пластовой воды в скважине, содержащий цемент и водный раствор гликоля концентрацией 75 - 80 масс. % в количестве - 50 % от массы цемента /10/.
Цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля с массовым содержанием воды ниже 20 - 25 %, не затвердевает без контакта с водой. При контакте с водой, в результате высокой гигроскопичности и полной растворимости гликоля с водой, повышается концентрация воды в цементном растворе и через определенное время в зоне контакта происходит процесс затвердевания цементного раствора.
Известен способ изоляции водопроявляющих пластов в газовых скважинах, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы определенного объема тампонажной смеси (цемента или бентонита, затворенного на метаноле) с последующей продавкой буферной жидкостью тампонажной смеси в зону изоляции /11/.
Недостатком данного способа является то, что из-за невозможности получения полной информации о состоянии призабойной зоны, неизвестен объем тампонажной смеси, необходимый для заполнения всех трещин и каверн в обводняющейся части пласта и создания при необходимости в стволе скважины до определенной глубины стакана из водоизоляционного материала. При закачке завышенных объемов существенно снижается производительность газовых скважин в результате перекрытия значительной части газоотдающих интервалов. При закачке недостаточного количества тампонажной смеси через относительно небольшие промежутки времени приток пластовой воды к забою газовых скважин восстанавливается, что снижает эффективность водоизоляционных работ и целесообразность их проведения в отдельных скважинах.
На Уренгойском месторождении проводятся опытно-промысловые работы по совершенствованию селективных методов, изоляции подошвенных вод и сеноман-ской залежи /94/.
Для повышения эффективности работ в известном способе, включающем закачку через насосно-компрессорные трубы в зону изоляции суспензии минерального вяжущего на органической основе, после закачки расчетной порции суспензии в зону изоляции проводится замер текущего забоя и, при необходимости, повторяется закачка суспензии с последующими замерами текущего забоя до достижения расчетного уровня суспензии в стволе скважины, после чего закачивается жидкость отверждения, причем в качестве суспензии минерального вяжущего используется цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75 - 80 масс. % (эти-ленгиколь, диэтиленгликоль или триэтиленгликоль), в количестве 40 - 50 % от массы цемента. Благодаря свойству цементного раствора, затворенного на водном растворе гликоля, при отсутствии контакта с водой не загустевать в течение продолжительного времени, а при контакте с водой только через определенное время в зоне контакта образовывать корку из затвердевшею цементною раствора, закачку необходимого объема тампонажного раствора в призабойную зону скважин можно производить порциями с большим интервалом времени между закачками /89/.
Замеры фактического уровня в стволе скважины после каждой закачки позволяют уточнить оптимальный объем используемого водоизоляционного материала в процессе проведения водоизоляционных работ и исключить возможность снижения производительности скважины после ремонтных работ ниже планируемой.
Последующая закачка жидкости отверждения позволяет создавать водоизоля-ционный экран необходимой прочности.
Технология изоляции подошвенных вод осуществляется следующим образом. После остановки действующей газовой скважины и восстановления давления на устье до статического цементировочные агрегаты подсоединяются на устье к насосно-компрессорным трубам (НКТ). На основании расчета объема цементного раствора, необходимого для установки цементного моста в заданном интервале, определяется объем первой порции цементного раствора, затворенного на водном растворе гликоля. Для удаления пленки воды на насосно-компрессорных трубах и стенке эксплуатационной колонны ниже лифтовых труб в скважину подается определенное количество маловязкой углеводородной жидкости и затем закачивается первая порция цементного раствора, затворенного на водном растворе гликоля, которая продавливается на забой буферной жидкостью. В качестве буферной жидкости используются маловязкие углеводороды (конденсат, дизтопливо), которые свободно поглощаются в газонасыщенные породы.
