Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

Введение

На протяжении последних 25-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90% доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 году бурением поисковой скважины № 2. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167−1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс. м3/сут. Месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской низменности на Тазовском полуострове в 60 км северо-западнее Уренгойского и в 80 км северо-восточнее Медвежьего месторождений. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях Ямбургского месторождения.

Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 15 лет и в настоящее время вступило в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Для сбора газа на УКПГ Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно — кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод — шлейф Ш 530 мм, при этом имеются как короткие (1 — 2 км), так и очень длинные шлейфы (более 8 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД — 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ш 57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4 — 10,0 МПа при температуре 10 — 16? С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12 — 13? С следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.

Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола, подаваемый на устье скважин. В данном дипломном проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины и в шлейфы для предотвращения выпадения гидратов.

1. Геологическое строение Ямбургского месторождения. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).

Населенные пункты здесь отсутствуют. Дорожная сеть на площади работ отсутствует. База Тазовской нефтеразведочной экспедиции, осуществляющей разведку на Ямбургской площади, находится в посёлке Таз-Сале (в 160−170 км к юго-востоку от месторождения). В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также вертолётами. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГЗК СССР, являются: Уренгойское — в 60 км южнее рассматриваемого, Медвежье — 80 км юго-западнее и Новопортовское — 90 км северо-западнее.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

При обустройстве газопромысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением «Аэрогеология». Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси — 65млн. м3, а кирпично — керамзитовых глин — 225млн. м3.

В 50−60 км на юго-восток от площади выявлено Харвутинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд. м3.

Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60−70 м на водораздельных участках.

Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты толщиной 200−300 м и слабосезонное оттаивание почвы (0.4−0.5) м.

Район работ расположен в тундровой зоне. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая. Наиболее низкая температура в январе, феврале -58оС. Наиболее теплый месяц — август, в отдельные дни температура +28…+30 оС, а при вторжении арктических масс воздуха понижается до −5…−6оС. Среднегодовая температура -8.-10оС. Среднегодовое количество осадков составляет 350−400 мм, основная часть выпадает в осенне-весенний период. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность -1 человек на 6 км². Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озёрах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних.

Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра роля централизованного водоснабжения использоваться не могут из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоёмов глубиной не менее 5−6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р. Таб-Яха).

Подземные воды в виду их высокой минерализации (10−35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

В сеноманских отложениях разведана газовая залежь массивного типа с глубиной залегания 1000−1210 метров. Максимальная газонасыщенная толщина-205 метров. Состав газа-99% метан. Начальное пластовое давление 117 атм., пластовая температура-280С. Запасы газа-более 5 трлн. м3. Продукция-природный метановый газ.

В неокомских отложениях выявлено 10 газоконденсатных залежей с содержанием конденсата до 100 г/м3. Глубина залегания 2500−3200 м. Пластовые давления 260−320 атмосфер, температура 65−870С. Запасы газа более 1 трлн. м3, конденсата-100 млн.т. Продукция-природный газ и газовый конденсат.

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 — 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.

Состав газа, % объемные [10]:

СО2 0,2 — 0,3

N2 0,7 — 1,7

Не 0,01 — 0,02

Аr 0,01 — 0,03

Н2 0,002 — 0,04

СН4 97,8 — 99

С2Н6 0,0 — 0,15

С3Н8 0,0 — 0,02

С4Н10 следы Рис. 1.1 — Ямбургское месторождение (сеноман) Общие запасы месторождения: 5059 млрд. м3

Показатели принятого варианта:

*Годовой отбор 185 млрд. м3 (4.2% от нач. зап.)

*Период нарастающей добычи 6 лет

*Период постоянной добычи 12 лет

*Средний рабочий дебит на период постоянной добычи 1000 тыс. м3/сут

*Допустимая эксплуатация скважин в начальный период до 4 лет с рабочим дебитом 1500 тыс. м3/сут

*Начальные рабочие депрессии на пласт 0,2−0,3 МПа

*Предельная депрессия на пласт на конец постоянной добычи 0,6 МПа

*Необходимый эксплуатационный фонд скважин (с учетом 20% резерва) 673 ед.

*Количество скважин в кусте 4−8 ед.

*Расстояние между кустами 2.5−4 км

*Расстояние между устьями скважин в кусте 40 м

*Расстояние между забоями скважин в кусте 150−200 м

*Бурение скважин осуществлять наклонно-направленным способом с отклонением забоя устья по вертикали 250 м

*Конструкция эксплуатационных скважин

— эксплуатационная колонна 219 мм

— лифтовая колонна (НКТ) 168 мм

*Наблюдательный фонд скважин, в т. ч. 113 ед.

— для контроля за мерзлотой 35 ед.

— для наблюдения за разработкой 78 ед.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6−7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна. Ниже даётся краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

Юрская система На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м. и 30 м. соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргилитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцементированных и песчаников серых, крепких, кремнисто-глинстых, реже известковых.

Меловая система (нижний мел) В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас-нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.

Вартовская свита (верхневаланжин-готерив-баррем) подразделяется на три подсвитынижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ13-БУ39).

Всего в составе нижней подсвиты (верхневаланжин-готерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргилиты более тёмные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (аптальб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826−897 м.

Верхний мел Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.

Толщина отложений 24−88 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами тёмно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.

Толщина березовской свиты 255−448 м.

Ганькинская свита (маастрихтдатский яруса) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. Толщина отложений 204−322 м.

Палеогеновая система Отложения палеогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов тёмно-серых, разнозернистых и верхнюю — песчаную с прослоями глин. Толщина свиты 226−274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми. Толщина свиты 153 м.

Четвертичная система.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина до 145 м.

Тектоника.

Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам («Г», «М», «В», «Б») и данным бурения. По кровле отрожающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой — 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 55×47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями — Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского к.п. расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая «В» (пласты БУ15-БУ7) относительно нижележащих горизонтов, «В11», «В2», «В12» (пласты БУ08-БУ11). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08-БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту «В11». Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ19-БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134−130−110−124−146−107−144, где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ38 и БУ19.

По кровле фундамента — отражающий горизонт «А» представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.

2. Состояние разработки Ямбургского газоконденсатного месторождения [8], [9].

2.1 Cеноманская залежь

Разработка сеноманской залежи ведется с 1986 года и в настоящее время вступило в стадию падающей добычи. В эксплуатации находятся УКПГ-1−7 Ямбургской площади и ЭУ-8 Харвутинской площади.

По состоянию на 1.01.2003 г. из сеноманской залежи ЯГКМ с начала разработки добыто 2380.9 млрд. м3, что составляет 44% от запасов газа, при этом из Ямбургской площади — 2349.58 млрд. м3 или 59.7%. Добыча газа за 2002 г. составила 144.6 млрд. м3. В целом по сеноманской залежи незначительное отставание фактического уровня добычи от проектного сопровождался недобором газа из Ямбургской площади в объеме 3,76 млрд. м3. Компенсация добычи происходила за счет работы скважин ЭУ-8 Харвутинской площади с повышенными дебитами. Фактический отбор из Харвутинской площади выше проекта на 3 млрд. м3, что составляет 54.5%.

В течение 2002 года наблюдалось увеличение добычи газа из месторождения относительно проектного уровня в 1 и 4 кварталах на 2.9 млрд. м3 и 1.7 млрд. м3 соответственно. Максимальная добыча из месторождения составила 41.6 млрд. м3 в первом квартале, что превысило проект на 8%, минимальный уровень соответствует III кварталу — 27.8 млрд. м3, что на 5.7 млрд. м3 или 20% меньше проектного. Необходимо отметить, что процесс добычи газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения характеризуется резко выраженной сезонной неравномерностью, которая обусловлена не только динамикой потребления газа, но и сложившейся системой обустройства.

Несоответствие технологических показателей по зонам УКПГ-1 и 5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста № 216 на УКПГ-5. При этом фактическое число эксплуатационных скважин на УКПГ-1 стало ниже проектного, соответственно добыча снизилась за 2002 год относительно проекта на 5.7 млрд. м3 .

Похожая картина наблюдается и в 2003 году (рис. 2.1). В целом по месторождению в I квартале добыча газа составила 38.7 млрд. м3, что на 0.6 млрд. м3 больше проекта, во II квартале 33.5 млрд. м3. По состоянию на середину года из Ямбургской площади недобрали 2,2 млрд. м3. Суммарная фактическая добыча на УКПГ-1 и 3 была на 5 млрд. м3 меньше проектной, в то время как на УКПГ-6 и ЭУ-8 сверх проекта добыто 5,3 млрд. м3. Это стало возможно в связи с вводом второй очереди ДКС на УКПГ-6 и непроектным технологическим режимом работы 50 скважин на ЭУ-8.

Рис. 2.1 — Динамика добычи газа в 2003 г.

Постоянно ведется анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения. Характерным для месторождения оказалось постоянное снижение среднего дебита без установления периода установившегося дебита, как было заложено в первом проекте разработки, на текущий момент средний дебит составляет 517 тыс. м3/сут. Снижение уровней добычи по УКПГ происходило в периоды, когда наблюдалось отставание обустройства (ввод новых скважин и вторых очередей ДКС). В последние годы эксплуатация происходила с превышением годового отбора над проектными значениями УКПГ-2 за счет внутрипластовых перетоков из соседних зон, УКПГ-4 за счет ввода дополнительных эксплуатационных скважин.

Распределение величины средних дебитов по участкам залежи напрямую зависит от ФЕС и текущего пластового давления, для центральной зоны Ямбургской площади текущие средние дебиты выше и составляют от 650 до 717 тыс. м3/сут, а для периферийных зон (УКПГ-4) они значительно ниже — 476 тыс. м3/сут.

В процессе разработки залежи снижается пластовое давление. Глубокая депрессионная воронка в центральной части залежи достигла 34 атм, прогнозные расчеты показывают, что она будет продолжать углубляться в центральной части быстрее, чем в периферийной зоне, что в конечном итоге может привести к снижению конечной газоотдачи.

Пластовое давление по эксплуатационным зонам УКПГ — 1, 2, 3, 5, 6 на середину 2003 г. составляет от 35.9 до 39 атм; по зонам УКПГ — 4, 7 оно выше и достигает — 47.5 и 50.2 атм соответственно; по ЭУ-8 — 72 атм. Максимально снизилось давление до 33 атм в районе кустов 606 и 209. Темп падения пластового давления в эксплуатационных зонах в среднем составляет 3−5 атм в год. На рис. 2.1 показана карта изобар по состоянию на 1.07.2003 г. В центральной части эксплуатационного участка пластовое давление в районе расположения куста 801 снизилось до 59 атм, что составляет 50% от начального пластового давления при отборе 12% от начальных запасов ЭУ-8. Перепад пластового давления между центральной частью (район кустов 801, 802) и периферией составляет более 50 атм. Величина устьевого давления определяет необходимость компримирования газа с определенной степенью сжатия, средние значения устьевого давления на Ямбургской площади составляют на середину года от 27.6 атм до 35.5 атм.

В 2002 году отмечалось нарастание процесса обводнения скважин пластовыми водами из-за подтягивания к скважинам собственно пластовых вод сеноманской залежи. На начало 2003 года число скважин, работающих с пластовой водой, составило 271 единицу.

Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин. Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице.

Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

Рис. 2.2 — Карта изобар по состоянию на 01.07.2003 г.

Сеноманская залежь разрабатывается в условиях проявления упруго-водонапорного режима. Уровень подъема ГВК контролируется в наблюдательных и пьезометрических скважинах. Кусты и отдельные наблюдательные скважины с ярко выраженным подъемом ГВК по состоянию на 1.1.2003 г. сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 — Уровень подъема ГВК

На рисунке 2.3 представлена карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.2003 г, построенная во ВНИИГАЗе. Продвижение воды носит неравномерный характер. Наиболее выраженный подъем отмечается в зонах с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами УКПГ-1 и 6, что в значительной степени объясняется непроектными отборами в начальный период разработки. Статическое положение уровня ГВК связано с прохождением глинистых пород, время стабилизации изменяется от нескольких месяцев до 2 — 3 лет. Чем меньше толщина глинистых прослоев, тем меньше их латеральное распространение, тем быстрее происходит их обход текущим ГВК. В высокопроницаемых породах скорость подъема составляет 0.75 м/мес., в заглинизированных — 0.09 м/ мес., в глинах и коллекторах с начальным градиентом давления движения нет.

Рисунок 2.3 — Карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.03

Темп подъема ГВК в последние годы вырос и достигает на отдельных участках 6 м/год. Объем внедрившейся воды в залежь на 1.01.2003 г. по оценке лаборатории подсчета запасов углеводородов ВНИИГАЗа составил свыше 2.4 млрд. м3, что соответствует чуть более 9% от газонасыщенного порового объема.

Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин.

Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице. Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

И в заключении этого подпункта, приведём таблицу оценки уровней добычи газа по Ямбургскому месторождению (Сеноман) в 2004 году.

Таблица 2.2 — Оценка уровней добычи в 2004 г.

1 квартал

2 квартал

3 квартал

4 квартал

Общие сведения об УКПГ — 5.

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.

В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 (фактически 32) млрд. м3/год, с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд. м3 в год.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская — системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-5 в 1997 году вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) I-я очередь, а в ноябре 2002 года II-я очередь, расположенная перед установкой осушки газа.

В 1999 году введена в эксплуатацию установка огневой регенерации гликоля (ТЭГ). Со времени пуска УКПГ осушка газа производилась ДЭГом, подаваемым по дэгопроводу от УКПГ-2. С 2005 года вновь переведена на ДЭГ.

Установка пущена в эксплуатацию 28 января 1988 г.

Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40−93.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

— среднее пластовое давление — 11,73 МПа;

— динамическое давление газа на устье — 10,3 МПа;

— температура газа на устье — 13 — 14оС

Параметры газа на конец 2004 года:

— среднее пластовое давление — 3 МПа

— динамическое давление газа на устье — 2,2 МПа

— давление газа на входе в ППА — 1,6 МПа Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,0−5,5 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн. м3/сут.

Восстановление осушителя — на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов ТДА 10 — 13 производительностью 10 млн. м3/сут.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

— пункт переключающей арматуры (для приема газа с кустов скважин);

— обводной коллектор ГО (для пуска газа минуя УКПГ и ДКС);

— узел подключения ДКС к УКПГ (для приема газа с ГП на ДКС);

— первая и вторая очередь ДКС (для компремирования газа);

— установка очистки газа (УОГ — очистка газа от механических примесей и капельной жидкости);

— блок подготовки топливного и импульсного газа (БПТиИГ — для подогрева топливного и импульсного газа);

— компрессорный цех с ГПА (газоперекачивающие агрегаты — элементы ДКС);

— установка АВО газа ДКС (охлаждение компремированного газа)

— технологический корпус осушки газа (окончательная очистка и осушка газа);

— установка АВО газа ГП (охлаждает сухой газ до температуры 0 -20С);

— КТП АВО газа, КТП ЦПГ, КТП вспомогательных помещений (для энергоснабжения объектов ГП)

— технологический корпус регенерации ДЭГа (для отделения воды из ДЭГа и подачи последнего на осушку газа);

— установка печей огневого подогрева ДЭГа (подогрев гликоля для последующего выпаривания воды);

— установка подогрева теплоносителя (для теплоснабжения ГП);

— РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная (для запаса воды на ГП);

— блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды (снижение давления газа для потребителяей);

— установка воздухосборников (для запаса воздуха питания КИПиА);

— установка отключающих кранов УОК (для подключения к МПК);

— подогреватель газа (для подогрева газа собственных нужд);

— склад ДЭГа, метанола и ГСМ, блок-бокс насосных ДЭГ, метанола и ГСМ (для запаса химреагентов и их перекачки);

— компрессорная воздуха КИП (для питания приборов КИПиА);

— система внутрипромысловых коллекторов (для объединения узлов и агрегатов промысла в единую систему);

— система сброса газа на свечу (для опорожнения технологических трубопроводов и аппаратов);

— ГФУ (для утилизации промышленных и хозяйственных стоков);

— блок подсобно-производственных помещений (для размещения оперативного персонала ГП);

— аварийная дизельная электростанция (для аварийного энергоснабжения ГП);

— ЗРУ (для приема, замера и распределения электроэнергии по КТП);

— блок вспомогательных помещений (для размещения ремонтного персонала ГП);

— КНС (для перекачки канализационных стоков);

— станция автоматического локального пожаротушения (для ликвидации пожаров).

— БВС (Щ-02) (административное здание со столовой).

2.2 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов

Изготовляемая продукция — газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40−93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».

Технические требования для природного газа приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны

Реагенты используемые в производстве.

В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.

Таблица 2.4 — Характеристика метанола

Внешний вид — бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.

Диэтиленгликоль — ГОСТ 10 136–77:

Внешний вид — слабоокрашенная в желтый цвет жидкость Химическая формула: СН2 ОН-СН2 — О-СН2 — СН2ОН Таблица 2.5 — Характеристика диэтиленгликоля

месторождение залежь гидравлический шлейф Технологическая схема УКПГ — 5 показана на рисунке 2.4. [3]

2.4 Динамика и показатели разработки УКПГ-5

Внизу представлена динамика отборов, изменения числа скважин, дебита на УКПГ-5 и основные показатели разработки УКПГ-5.

Рисунок 2.4 — Сопоставление проектных (пунктир) и фактических отборов Рисунок 2.5 — Сопоставление проектного (пунктир) и фактического числа скважин Рисунок 2.6 — Сопоставление проектных (пунктир) и фактических средних дебитов Из рисунка 2.5 видно, что фактические отборы газа с 1989 по 1995 годы были выше проектных, а дебиты скважин (рис. 2.7) почти всегда были ниже запланированных. Несоответствие технологических показателей по УКПГ-5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста № 216 на УКПГ-5.

В таблице 2.6 приведены эти и другие показатели разработки по УКПГ-5.

Таблица 2.6 — Основные показатели разработки по УКПГ — 5

2.5 Обоснование технологического режима работы эксплутационных скважин

На основании анализа режима работы скважин за период 2000;2002 г. г. были построены диаграммы распределения по значениям их рабочих депрессий и дебитов УКПГ-5 (рисунок 2.8 и 2.9). Вообще, по всему Ямбургскому месторождению, минимальный дебит был отмечен на скважинах эксплуатационной зоны УКПГ-4 (476 тыс. м3/сут), максимальный — на скважинах, входящих в зону эксплуатации УКПГ-2 (696 тыс. м3/сут). При этом большинство скважин на Ямбургском месторождении (до 63%) работали в диапазоне с дебитами 500−700 тыс. м3/сут, превышающими проектные значения. На всех УКПГ четко определяется тенденция перехода скважин из диапазонов с высокими дебитами (750−1000 тыс. м3/сут) в среднедебитную категорию. Аналогичная ситуация происходит с распределением скважин по депрессиям (рисунок 2.8). По сравнению с 2001 годом на УКПГ-5 уменьшается число скважин с депрессиями 4−6 атм и большинство эксплуатационного фонда работает с депрессиями 1.5−4 атм. Это вызвано общим сокращением годового отбора в 2002 году на 17 млрд. м3.

По результатам проведенного выше анализа эксплуатации скважин, а также по данным их газодинамических исследований, геологической службой ЯГД устанавливается технологический режим работы скважин на предстоящий квартал текущего года.

Проект этого технологического режима работы скважин представляется на согласование во ВНИИГАЗ, после чего поступает на утверждение руководству ОАО «Газпром».

Тщательный анализ поступающих на согласование материалов показал, что в зимний период технологический режим работы скважин устанавливается по отдельным скважинам с превышением допустимых депрессий на пласт. По некоторым участкам отборы газа превышали проектные величины. Так, например, по ЭУ-8 в зимний период отборы газа составили более 2 млрд. м3 за квартал вместо — 1.5 млрд. м3. Естественно, по отдельным скважинам установленные технологические параметры были завышены.

Рисунок 2.7 — Диапазон распределения депрессий Рисунок 2.8 — Диапазон распределения рабочих дебитов В представленном на утверждение технологическом режиме работы скважин по УКПГ-1−7 и ЭУ-8 на 2003 год приведены основные геолого-технические данные по всему действующему фонду скважин, их эксплуатационные характеристики на конец предыдущего квартала. Например, по оптимальному технологическому режиму за 3 квартал 2003 года отбор может составить 30.9 млрд. м3. По допустимому технологическому режиму по всем УКПГ он составляет 36.7 млрд. м3 за квартал. Таким образом, в технологическом режиме, представляемым ООО «Ямбурггаздобыча», даны только крайние значения возможных отборов. По дополнительной информации, запрошенной нами у ООО «Ямбурггаздобыча», среднесуточные помесячные отборы газа составили: за июль-338 млн. м3/сут; за август — 350 млн. м3/сут; за сентябрь — 389 млн. м3/сут. Всего за 3 квартал отбор газа из сеноманской залежи составляет 33 млрд. м3, что соответствует плановому заданию, утвержденному ОАО «Газпром» на 3 квартал 2003 года.

Проектом предусматривалась добыча в этот период в объеме 34.6 млрд. м3. По нашим же оценкам, с учетом фактического обустройства месторождения (с вводом вторых очередей ДКС), выбытием эксплуатационного фонда скважин и отставанием ввода новых, максимальный отбор газа в 3 квартале мог бы составить 34.1 млрд. м3, что ниже проектного уровня всего на 0.5 млрд. м3.

Из вышеизложенного следует, что для экспертизы представляемого технологического режима работы скважин полученной информации недостаточно. В связи с этим необходимо разработать отраслевой стандарт по составлению и предоставлению технологического режима работы скважин с полным объемом используемой информации.

Для этих целей, прежде всего, должны регулярно проводиться замеры пластового давления, газодинамические исследования скважин и специальные по установлению критериев, ограничивающих их по эксплуатации. При наличии указанной информации можно предложить следующий порядок расчета технологического режима работы скважин:

За рассматриваемый период необходимо установить снижение пластового давления по каждой скважине. Это может быть сделано путем экстраполяции фактической кривой падения пластового давления с привязкой на конкретную дату. Можно использовать также зависимость Рпл/Z от суммарного отбора по скважинам куста.

С учетом полученных критериев, ограничивающих эксплуатацию скважин, определяется рабочий дебит, депрессия на пласт и устьевое давление.

Так как скважины куста работают в общий шлейф, на основании выполненных расчетов устанавливается необходимое давление на его входе. При этом скважины, имеющие Ру Рвх. ш, эксплуатируются без ограничения.

Для скважин, в которых Ру> Рвх. ш, потребуется установка регулируемых штуцеров, чтобы обеспечить необходимый перепад давлений между устьем и входом в шлейф. Здесь Ру — устьевое давление; Рвх. ш — давление на входе в шлейф.

В заключение можно отметить, что особенно актуальна проблема эксплуатации скважин, объединенных в кусты, в период падающей добычи газа в условиях водои пескопроявления. В это время потребуется проведение тщательного анализа и необходимых расчетов по всем кустам с целью выдачи рекомендаций по режиму эксплуатации скважин и возможной реконструкции системы сбора газа.

3. Конструкция скважин Ямбургского ГКМ и схема сбора добываемой продукции

3.1 Конструкция скважин

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 гр. Цельсия и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 3.1):

кондукторD=324 мм, Н=550 м;

эксплуатационная колонна — D=219мм, Н=1250 м (проектная глубина);

НКТ — в основном, D=168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1−210−219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100−210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку «с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 0С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219−21.

В техническом описании приняты следующие обозначения :

КСО 168/219−21;

КСО — комплекс скважинного оборудования;

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

168- условный диаметр лифтовых труб, мм;

219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм;

21 — рабочее давление, МПа;

ПССГ 219−21;

ПССГпакер стационарносъемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

3.2 Схема сбора и анализ работы шлейфов

Существующая газосборная система сеноманской залежи Ямбургского ГКМ включает в себя 7 УКПГ, ЭУ-8 Харвутинской площади, и межпромысловые коллектора, по которым газ подается на ГКС 1 и 2 для дальнейшего магистрального транспорта. Схемы сбора газа на УКПГ — лучевая и коллекторно-лучевая, диаметры шлейфов — 273, 325 и 530 мм, число скважин в кустах от 3 до 10. ГСС промыслов ЯГКМ характеризуются следующими основными параметрами:

УКПГ-1. Схема сбора — лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 90 070 м, самый короткий 2800 м и протяженный 11 260 м;

УКПГ-2. Схема сбора — лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 56 130 м, самый короткий 2250 м и протяженный 10 000 м;

УКПГ-3. Схема сбора — лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 79 240 м; самый короткий 790 м и протяженный 10 400 м;

УКПГ-4. Схема сбора — коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 219 мм (суммарная протяженность 860 м), 273 мм (суммарная протяженность 10 000 м), 325 мм (суммарная протяженность 48 620 м) и 530 мм (суммарная протяженность 65 250 м); самый короткий 800 м и протяженный 11 260 м;

УКПГ-5. Схема сбора — лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 65 440 м; самый короткий 1380 м и протяженный 11 260 м;

УКПГ-6. Схема сбора — лучевая, диаметры промысловых газопроводов 325 мм (суммарная протяженность 8060 м) и 530 мм (суммарная протяженность 76 110 м); самый короткий 3150 м и протяженный 7660 м;

УКПГ-7. Схема сбора — коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 21 480 м), 325 мм (суммарная протяженность 22 170 м) и 530 мм (суммарная протяженность 115 870 м); самый короткий 680 м и протяженный 12 250 м;

ЭУ-8. Схема сбора — коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 4640 м) и 325 мм (суммарная протяженность 16 240); самый короткий 250 м и протяженный 3900 м;

При разработке Ямбургского ГКМ осуществляется статистическая обработка диспетчерской информации по тепловым и гидравлическим режимам работы трубопроводов системы сбора. Выполнен анализ фактической динамики изменения основных теплогидравлических параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС с 2000 г. по июль 2003 г для УКПГ-1,3,5,6,7,8.

Наиболее сложной динамикой отличаются кривые изменения потерь давления и гидравлической эффективности в коллекторе (шлейфе). Это объясняется причинами накопления жидкости в пониженных участках газопроводов, неустойчивостью в балансе термобарических и расходных характеристик газожидкостных потоков, сезонной и технологической неравномерностью в отборе газа, а также, недостаточно полной и достоверной информацией о технологических режимах работы ГСС. Например, анализ динамики изменения давления на УКПГ-3 показывает труднообъяснимую тенденцию к стабилизации и даже некоторому уменьшению перепадов давления в период с декабря 2002 г по июнь 2003 года.

Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года по различным УКПГ составляют соответственно: УКПГ-1 — 2.4 ата, УКПГ-3 -1.3 ата, УКПГ — 5 — 2.5 ата, УКПГ — 6 — 2.5 ата, УКПГ — 7 — 3.4 ата, УКПГ — 8 — 18.7 ата.

На основе современных методик расчетов газожидкостных потоков изучены технологические режимы работы, изменение средних потерь давления и дебита и гидравлической эффективности коллекторов (шлейфов) на УКПГ-2 и УКПГ-4 за длительный период их эксплуатации с января 1997 года по июнь 2003 года. Выполнен анализ фактической динамики параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС, получены расчетные зависимости изменения входного давления и среднестатистического перепада давления на УКПГ-2 и УКПГ-4. Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года составляют соответственно: УКПГ-1 — 1.97 ата, УКПГ-4 — 2.59 ата.

В настоящий момент потери давления в системах сбора газа на УКПГ (в % от Ру) составляют — 3% для УКПГ-3; 6−8% для УКПГ-1,2,4,5,6; 15−20% для УКПГ-7,8, и эти потери имеют тенденцию к увеличению. Гидравлическая эффективность шлейфов находится в интервале 0,75 — 0,90, при этом для УКПГ — 1,3,4,5,7 наблюдается устойчивая тенденция ее снижения, а для УКПГ — 2,6,8 она остается практически постоянной.

В соответствии с проведенными оценками, начиная с 2006 г. режимы работы шлейфов будут характеризоваться неустойчивыми (пробковыми) параметрами движения газожидкостной скважинной продукции. Вышеуказанное обстоятельство потребует учета особенностей многофазной перекачки скважинной продукции в случае проведения работ по модернизации существующей газосборной системы.

При выборе варианта переобвязки существующих промысловых ГСС и сооружения новых трубопроводов на конечной стадии разработки месторождения необходимо учитывать наличие развитого рельефа трассы протяженного газопровода и накопление значительных объемов жидкой фазы на его пониженных участках, которое способно приводить к конечным результатам, не согласующихся с представлениями обычной однофазной гидравлики.

Образования водных скоплений в шлейфах добывающих скважин способствует росту потерь давления и сильно осложняет работу сепарационных установок на УКПГ. Проблемы, которые возникают в связи с выходом из трубопровода жидкостных пробок большого объема, чаще всего связаны с изменением эксплуатационных условий. Выход на номинальную производительность после длительной работы с низким расходом, пуск трубопровода в эксплуатацию после приостановки перекачки, очистка трубопровода с помощью скребка приводят к появлению пробкового режима течения, возникающего вследствие взаимодействия фаз в местах соединения нисходящих и восходящих участков. Количество присутствующей в трубопроводе жидкости зависит от комплекса параметров, такие как профиль трассы трубопровода и расход перекачиваемой смеси, определяющих структуру течения жидкости и газа. Объем задержки жидкости при установившемся режиме течения оказывается очень большим при низком расходе и уменьшается с увеличением расхода. Расчеты показывают, что при низких скоростях в шлейфах существенно возрастает истинное содержание жидкой фазы. Для этих условий возможным технологическим методом снижения накопления жидкости и импульсного поступления пробок является поддержание объемов перекачки достаточных для перехода к дисперсно-кольцевому режиму течения.

С целью снижения энергозатрат на компримирование газа на ДКС УКПГ, ослабления негативных последствий нестабильной работы шлейфов и обеспечения надежной работы МПК можно рекомендовать проведение следующих мероприятий на шлейфах и МПК:

Проводить регулярно очистку шлейфов, уделяя особое внимание трубопроводам:

на УКПГ-1 — от куста 116;