Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Узловое

1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения

1.3 Тектоническое строение месторождение

1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

1.5 Технологические показатели разработки месторождения Узловое

2. Технологическая часть

2.1 Особенности эксплуатации газовых скважин

2.2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин

2.3 Причины гидратообразования

2.4 Методы предупреждения и ликвидации гидратов на месторождении

2.5 Система сбора и подготовки газа на промысле

2.6 Определение условий гидратообразования

2.7 Расчет условий гидратообразования

2.8 Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин

3. Экономическая часть

3.1 Расчет себестоимости сбора и подготовки природного газа

3.2 Расчет себестоимости продукции и ликвидации гидратообразования при закачке метанола в скважину

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Организация работ по обслуживанию и эксплуатации газовых скважин

4.2 Требования безопасности при эксплуатации комплексных установок подготовки газа

4.3 Требования безопасности и охраны окружающей среды при использовании метанольных установок Заключение Список литературы

Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Северного Сахалина. Газоснабжение Хабаровского края осуществляется природным газом по магистральным газопроводам «Даги — Оха» и «Оха — Комсомольск». Источником природного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина. Транспорт газа до Комсомольск-на-Амуре — бескомпрессорный, производится за счет высокой пластовой энергии газа на месторождениях и высокой пропускной способности газопровода при низких объемах транспортируемого газа.

С момента ввода в эксплуатацию газопровода «Оха — Комсомольск» и по настоящий момент в разработку были введены газовые и газоконденсатные месторождения им. Р. С. Мирзоева, Монги, Усть-Эвай, Шхунное, Волчинка, Малое Сабо, Крапивненское, Узловое. Газоснабжение Северного Сахалина осуществляется низконапорным газом давлением до 1,6 МПа по магистральным газопроводам «Кыдыланьи — Тунгор — Оха» и «Даги — Ноглики — Катангли». Источником низконапорного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения с истощенной пластовой энергией и нефтяные месторождения, где вместе с нефтью добывается попутный газ.

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для:

1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523єК, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины — дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60−80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений В целью выпускной квалификационной работы является разработка эффективной методики для предупреждения и борьбы с гидратообразованием на месторождении Узловое, а также изучение физических и химических свойств газа, особенности конструкции и оборудования газовых скважин, выбор режимов работы и промысловой подготовки газа.

Задачами выпускной квалификационной работы являются:

1) Определение мест и условий гидратообразования;

2) Выбор метода для предупреждения и ликвидации гидратообразования;

3) Расчет экономического и технологического эффекта выбранного метода.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Узловое

Многопластовое газоконденсатное месторождение Узловое расположено в северо-западной части о. Сахалина и находится в 70 км от г. Оха (рисунок 1). Связь с г. Оха осуществляется по грунтовой дороге и вертолетами.

Месторождение Узловое было открыто в 1968 г., введено в промышленную разработку в 1997 году.

Рисунок 1 — Обзорная карта месторождений В административном отношении площадь входит в Охтинский район. В орографическом отношении район представляет слабохолмистую низменную равнину, расположенную на северо-западном борту Сахалинской низменности.

Почти по центру площади с юга на север протягивается холмистая гряда, на которой расположены верховья рек Успеновки, Коплуна, Полищука и их притоков. Высотные отметки гряды составляют 40 — 60 м.

Реки протекают по широкой заболоченной долине. Уровень воды в них зависит от количества выпадающих атмосферных осадков. Ширина рек 3 — 4 м, ручьев 1 — 2 м, глубина 0,5 — 2 м.

Растительный покров представлен в основном березой и лиственницей. Встречаются также осина, ольха, ель и пихта. Болотистые участки покрыты травянистой и кустарниковой растительностью, на редких песчаных почвах растет кедровый стланик.

Климат района суровый: продолжительная, холодная (до -40 градусов) с постоянными западными, северо-западными ветрами зима, и короткое дождливое лето. Снег выпадает в конце октября и сходит в конце мая.

Добытый газ по газопроводу подается на месторождение им. Р. С. Мирзоева для газлифтной эксплуатации нефтяных горизонтов, конденсат — в нефтяной коллектор Даги-Погиби и далее Оха-Комсомольск-на-Амуре. 10,11]

1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения

Стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста; по фаунистическим и литологическим признакам подразделяется на пять свит (снизу-вверх): даехуриинскую (нижний миоцен), уйнинскую (средний миоцен), дагинскую (средний миоцен), окобыкайскую (верхний миоцен) и нутовскую (плиоцен).

Вскрытая мощность отложений даехуриинской свиты — 200−240 м, свита представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников.

Уйнинская свита толщиной 640 м, литологически представлена тонким переслаиванием алевролитов, песчаников, глин и аргиллитов с преимуществом глинисто-алевролитовых разностей.

В разрезе уйнинских отложений выделены и прослежены по площади три песчано-алевролитовых пласта — III un, II un, I un. Эти пласты вскрыты полностью или частично 14 скважинами из 15 пробуренных (скв. №№ 1, 2, 3, 9, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 20).

Отложения дагинской свиты представлены чередованием песчаников, песков, алевролитов, глин и тонких прослоев бурого угля. Литологический состав свиты неоднородный. Нижняя часть свиты более глинистая, а верхняя более песчаная. Мощность отложений дагинской свиты 1000 метров.

Отложения окобыкайской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами. Мощность ее 1460 — 1500 метров.

По литологическому составу отложения свиты расчленены на три литологические подсвиты: глинистая, песчано-глинистая, песчаная.

Песчано-глинистая подсвита включает в себя XVIIIок — XIок пласты.

Отложения нутовской свиты представлены, в основном, песками с подчиненными прослоями глин и алевролитов. Встречены прослои бурых углей. Мощность отложений нутовской свиты 600 метров.

Месторождение Узловое приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в Северосахалинском складчатом районе, на западном крыле Байкальской грабенсинклинальной зоны и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания. Размеры складки 20 Ч 5 км.

Строение свода складки несколько меняется с глубиной. По верхнеокобыкайским отложениям свод складки широкий и пологий. Углы падения в приосевой части свода менее 1 градуса. С удалением от оси складки на 700 — 800 м углы падения на крыльях возрастают до 2,5 градусов.

Постепенно с глубиной свод складки становится уже.

Складка осложнена шестью поперечными разрывами сбросового характера.

Поверхности сбросов наклонены в сторону свода.

Сбросы 1, 2, 2a, 3, 3a, 4, 5 подсекаются рядом скважин на глубинах 460 — 3170 м. Амплитуда сбросов колеблется в пределах 30 — 100 м.

В пределах изученной части разреза сбросы 2, 2а, 3, 4, 5 являются экранирующими и вместе со складкой создают условия для скопления углеводородов в коллекторах вскрытого на месторождении разреза. По характеру ловушки залежи газа относятся к тектонически-экранированным.

Интересной особенностью месторождения Узловое, как и всех изученных на тектонически-экранированных газовых и газоконденсатных залежей на переклиналях, является их экранирование не глинистыми породами соседнего блока, а непосредственно зоной разрыва, вследствие чего продуктивные пласты по плоскости приведены в контакт с водоносными песчаными пластами. К их числу относятся относительно крупные для данного месторождения скопления газа в XVIIок, XIVок и других пластах.

Положения контуров газоносности залежей обоснованы и проведены в соответствии с анализом результатов опробования скважин и комплексной интерпретации промыслово-геофизических материалов. [10]

1.3 Тектоническое строение месторождения

На месторождении (рисунок 2) выполнен большой объем промыслово-геофизических исследовании.

Замеры сопротивления глинистого раствора скважинным резистивиметром проводились совместно с регистрацией кривых БЭЗ и использовались при интерпретации кривых зондирования. Средняя температура пород, полученная по кривым термоградиента в скважинах 5, 6, 11, 12 составляет для пластов окобыкайской свиты 30−62C, дагинской свиты 62−88С, уйнинской свиты 88−100 и более градусов. Геотермическая ступень соответственно равна 32 м/ градус, 36−37 м/ градус, 30 м/ градус.

Рисунок 2 — Газоконденсатное месторождение Узловое. Структурная карта по кровле XVII пласта окобыкайской свиты

Испытание скважин, давших воду, производилось по общепринятой методике и включало изучение гидродинамических параметров пласта, физических свойств и состава подземных вод, а также изучение состава, содержания и упругости водорастворенного газа.

Гидродинамические параметры определялись методом установившихся отборов (при самоизливе) и по восстановлению уровня. Температура воды на глубине спуска прибора замерялась максимальным термометром, а пластовое давление — глубинными манометрами МГГ. В скважинах, вскрывших подземные воды без признаков нефти и газа, определение пластового давления производилось расчётным путём по статическому уровню с учётом удельного веса воды в стволе.

Состав и свойства вод месторождения, а также содержание и состав растворённого в воде газа изучались по данным исследования глубинных проб. В процессе освоения скважин велись систематические наблюдения (по контрольным пробам) за составом воды до его постоянства, после чего проводился поинтервальный отбор проб глубинным пробоотборником ПД-3, усовершенствованной конструкции. В самоизливающихся скважинах определение газового фактора и отбор проб воды и водорастворенного газа осуществлялись на устье. 2]

При получении фонтанного притока газа скважина исследовалась при стационарных режимах фильтрации. Время стабилизации устьевых давлений колебалось в пределах 30−170 минут. Обычно испытания производились не менее чем на 6 режимах. Время работы на каждом режиме составляло 1−4 часа. По скважине замерялись дебиты газа, температуры и давления на головке и в затрубном пространстве.

При испытании объекта переходили от меньших дебитов к большим, кроме того две-три контрольных точки снимали при обратном ходе.

Давление и дебит измерялись начиная с момента пуска скважины до их стабилизации.

Депрессии на пласт создавались в основном от 0,1−0,2 до 3,0−3,8 МПа.

Дебиты газа на 8 — 10 мм штуцерах составляли от 41 до 558 тыс. м³/сут.

Пластовые давления замерялись глубинными манометрами или определялись расчетным путём с учетом замера устьевого давления; величины пластовых давлений изменяются по залежам от 11,4 до 30,4 МПа.

При получении фонтана газа с конденсатом в скважинах №№ 6, 7, 12 после гидродинамического исследования скважины проводилось исследование скважины на газоконденсатность с помощью сепарационной установки на ЛПГ-114.

При испытании на газоконденсатность задавались несколько режимов сепарации (различные давления). Время работы на каждом режиме от 1 часа до 4-х часов. После замеров дебитов сырого конденсата отбирались пробы газа сепарации и сырого конденсата. Количество выделившегося сырого конденсата по пластам изменяется от 42,7 до 263 м³/м³.

Всего проведено 41 исследование скважин по 23 залежам. Полученные в результате обработки данных испытаний коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в пределах А= 0,4−26,0; В= 0,32−0,305. Месторождение Узловое является частью Северо-Восточного артезианского бассейна и расположено на его северо-западной окраине. Областью питания окобыкайских и дагинских отложений является, вероятно, северное окончание Гыргыланьинской гряды в районе которой они выходят на поверхность с абсолютными отметками 80−120 м. Питание подземных вод уйнинской свиты возможно только в северных отрогах Восточно-Сахалинского хребта, где она залегает на отметках 200−300 м. Влияние этой области инфильтрационного питания, очевидно, мало сказывается в районе месторождения (разрывы, невыдержанность песчаных пластов). С точки зрения разгрузки подземных вод вызывает интерес протягивающееся западнее месторождения глубинное региональное нарушение.

В разрезе рассматриваемой площади, представленном отложениями нутовской, окобыкайской, дагинской и уйнинской свит, можно выделить пять гидрогеологических комплексов, отличающихся по водным свойствам пород.

Учитывая хорошие фильтрационные свойства пород II и V-го комплексов, принадлежность их к полузакрытой гидродинамической системе и состав подземных вод, можно при работе пластов этих комплексов ожидать влияние водонапорного режима.

1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

Промышленная газоносность месторождения связана с песчано-алевролитовыми отложениями окобыкайской, дагинской и уйнинской свит. Во вскрытой части разреза выделено 17 газоносных пластов, из которых 10 чисто газовых (X, XI, XII, XIII, XIV, XVI, XVII, XVIII пласты окобыкайской свиты, I, Ia пласты дагинской свиты), а остальные — газоконденсатные (II, IV, VII, IX пласты дагинской и I, II, III пласты уйнинской свит).

Газоносные пласты приурочены к отложениям верхнего и среднего миоцена и залегают на глубине от 1180 до 3160 м. Газоконденсатные залежи располагаются на глубинах от 2100 м и более.

Всего на месторождении выделено 32 залежи (18 газовых и 14 газоконденсатных). По типу природного резервуара все залежи относятся к пластовым, тектонически-экранированным. Исключение составляет залежь III пласта уйнинской свиты, которая является пластовой, сводовой.

Наибольший вертикальный диапазон газоносности установлен в 3а и 5 блоках, в первом из которых выявлено 9 залежей, во втором 8 залежей. В остальных продуктивных блоках содержится от шести залежей (2 блок) до одной (1, 2а блоки).

Высота залежей различна — от 9 м (IV дагинский пласт, 3а блок) до 75 м (XVII пласт, 5 блок окобыкайской свиты); их размеры изменяются от 300 * 800 м (VII пласт 3а блок дагинской свиты) до 1300 * 2200 м (I пласт, 4 блок уйнинской свиты).

III un пласт — залегает на глубинах 3114 — 3318 м, толщина его изменяется от 28 до 71 м. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов, глин и аргиллитов.

По пласту выполнено 87 определений пористости, из которых 67 характеризуют коллектор. Величина пористости изменяется от 10,2 до 18,6% при проницаемости 0,9 — 33,7 мД.

II un пласт вскрыт на глубинах 2924 — 3195 м, общей мощностью от 50 до 68 м.

Сложен пласт разнозернистыми и мелкозернистыми песчаниками, переслаивающимися с алевролитами. Отмечаются прослои очень крепких аргиллитов.

По пласту выполнено 186 определений пористости и 177 определений проницаемости.

Открытая пористость разнозернистых песчаников имеет величины 12,8 — 20,5%, проницаемость — 4 — 562 мД. В мелкозернистых песчаниках открытая пористость равна 16 — 19,6%, проницаемость 4 — 240 мД. Более низкими коллекторскими свойствами обладают алевролиты.

Открытая их пористость колеблется от 13,3 до 18,9%, проницаемость от 1,5 до 43,5 мД. I un пласт вскрыт на глубинах 2855 — 3070 м. Общая мощность 4,5 — 13 м.

Породы I un пласта представлены чередующимися песчаниками и алевролитами с редкими прослоями крепких глин и аргиллитов. По пласту сделано 22 определения пористости и 17 определений проницаемости. По коллекторским свойствам песчано-алевролитовые породы неоднородны. Пористость мелкозернистых песчаников изменяется от 12,2 до 18,7%, проницаемость — от 1 до 101 мД. Мелкозернистые песчаники имеют более высокие значения пористости, равные 21,5 — 22,8%. Проницаемость их колеблется в пределах 234,2 — 313,8 мД. Открытая пористость алевролитов составляет 16,4 — 16,9%, проницаемость 1 — 3 мД.

IX dg пласт залегает на глубинах 2442 — 2733 м. Общая мощность пласта составляет 23 — 77 м. По пласту сделано 100 определений пористости и 94 определения проницаемости. Пористость разнозернистых песчаников и песков изменяется от 19,2 до 25,0%, проницаемость — от 62 до 2883,5 мД. Мелкозернистые песчаники имеют пористость от 26 до 25%, проницаемость от 22 до 170, 16 мД.

VII dg пласт вскрыт на глубинах 2337 — 2622 м. Общая мощность составляет 43 — 68 м.

Представлен пласт массивными, иногда слоистыми песчаниками и песками, переслаивающимися с алевролитами.

По пласту сделано 55 определений пористости и 48 определений проницаемости. Открытая пористость варьирует от 20,04 до 24,5% (в мелкозернистых песчаниках) и от 21,83 до 24,5% (в разнозернистых песчаниках). Проницаемость в песчаных породах изменяется от 14,6 до 510 мД. Пределы её изменения составляют от 14,6 до 294,85 мД в мелкозернистых и от 85,3 до 510 мД в разнозернистых песчаниках. Алевролиты имеют открытую пористость равную 17,4 — 23,3%, проницаемость 11,4 — 155,58 мД.

VI dg пласт вскрыт на глубинах 2236 — 2507 м. Общая мощность составляет 16 — 77 м.

Сложен пласт мелкозернистыми, разнозернистыми, алевритистыми, алевритисто-глинистыми песчаниками. По пласту сделано 65 определений пористости и 61 определение проницаемости. Открытая пористость в мелкозернистых песчаниках варьирует в пределах 16,5 — 26,5%, проницаемость 3,94 — 319 мД. Меньшей проницаемостью обладают песчаники со значительным содержанием глинистого и карбонатного цемента. В мелкозернистых песчаниках открытая пористость колеблется от 18,8 до 24,7%, проницаемость от 16,6 до 1044,3 мД.

IV dg пласт вскрыт на глубинах 2121 — 2431 м, общей мощностью 21 — 49 м. Породы пласта представлены уплотнёнными песками с прослоями песчанистых и глинистых алевролитов, крепких карбонатизированных песчаников и аргиллитов.

Коллекторские свойства пласта — пористость определена по 22 образцам керна, проницаемость по 62 образцам. Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах: открытая пористость 15,5 — 35,2%, проницаемость 15,5 — 1664 мД. II dg пласт вскрыт на глубинах 2010 — 2335 м.

Общая мощность 50 — 96 м. Пласт слагается песчаниками и песками с прослоями алевролитов, реже — глин и аргиллитов. По пласту сделано 72 определения пористости и 69 определений проницаемости. Пористость пород-коллекторов (песчаников и алевролитов) II dg пласта колеблется в пределах 13,8 — 26,2%, проницаемость 24 — 947,02 мД.

I dg пласт вскрыт на глубинах 1959 — 2180 м, мощностью 11 — 31, 5 м.

Ia dg вскрыт на глубинах 1930 — 2147 м, мощностью 26 — 36 м.

Отложения I dg — Ia dg пластов представлены песчаниками, песками и алевролитами. Песчаники мелкозернистые, реже разнозернистые, алевролитово-глинистые, слабосцементированные, переходящие в песок.

Алевролиты песчано-глинистые, слабосцементированные.

По пласту сделано 22 определения пористости, 14 определений проницаемости. Пористость песчаников колеблется в пределах 0,86 — 29,3%, проницаемость 67,1 — 1084,4 мД. Пористость алевролитов варьирует от 11 до 25,3%, проницаемость 0 — 655,2 мД.

XVIII пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1752 — 1973 м, мощность его изменяется от 47 до 64 м. Представлен песчаниками мелкозернистыми, мелкосреднезернистыми и разнозернистыми, часто с гравием, алевритово-глинистыми и алевритисто-глинистыми, слабои среднесцементированными, массивными.

По пласту выполнено 41 определение пористости, величина которой изменяется от 22,10 до 31,66%, по результатам 6 определений проницаемость изменяется от 190 до 1093 мД.

XVII ok пласт залегает на глубинах 1657 — 1837 м. Мощность его изменяется от 51 до 90 м. Отложения XVII ok пласта представлены песчаниками, песками, алевролитами, реже глинами.

По пласту выполнено 148 определений пористости и 43 определения проницаемости.

Открытая пористость песчаников и песков колеблется от 17,16% до 35,25%, проницаемость от 191,94 до 1409 мД. Открытая пористость алевролитов находится в пределах 17,51 — 36,3%, проницаемость 30,69 — 943,4 мД.

Глины алевритисто-песчаные, слабокарбонатистые, крепкие с содержанием основной глинистой массы от 58,61 до 88,39%, песка от 0,77 — 28,8%, алеврита от 11,67 до 36,73%. Открытая пористость глин колеблется в пределах от 12,84 до 22,36%, проницаемость от 0,01 до 0,11 мД.

XVI ok пласт вскрыт на глубинах 1595 — 1784 м, мощность его изменяется от 11 до 32 м.

Пласт представлен чередованием песчаников и алевролитов с редкими прослоями глин.

По пласту выполнено 58 определений пористости, величина которой изменяется от 23,36 до 32,90% при проницаемости от 83 до 946 мД.

XIV пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1440−1656 м, мощность его изменяется от 46 до 63 м. Пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин и песков.

По пласту выполнено 119 определений пористости, величина которой изменяется для песчаников 19,66 — 31,62% при проницаемости 17,8 — 383,17 мД и для алевролитов 9,03−31,14% при проницаемости 0,35−21,7 мД.

XIII пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1427 — 1579 м, мощность его изменяется от 50,5 до 71,0 м.

Пласт сложен песчаниками, песками, алевролитами и маломощными прослойками глин.

По пласту сделано 45 определений пористости и 33 определения проницаемости. Открытая пористость песчаников варьирует в пределах 13,4 — 27,4% при проницаемости 0,25 — 192,22 мД. Пористость алевролитов 13,7 — 29,5% при проницаемости 0,07 -1776,35 мД.

XI пласт окобыкайской свиты вскрыт на глубинах 1178 — 1299 м, мощностью 20 — 74 м. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми, реже разнозернистыми, алевритово-глинистыми, и алевролитами песчано-глинистыми.

По пласту выполнено 140 определений пористости и 45 определений проницаемости. Величина пористости для песчаников колеблется в пределах 3,52 — 31,52%, проницаемости 159,8 — 1711,5 мД. Для алевролитов пористость варьирует от 21,49 до 35,5%, проницаемость от 20,34 до 515,15 мД.

X пласт окобыкайской свиты вскрыт на глубинах 1166 — 1250 м, общей мощностью от 4 до 24 м.

Породы-коллекторы пласта слагаются песками, песчаниками с прослоями гравия.

Коллекторские свойства пласта керном не охарактеризованы. Средняя пористость коллектора по промыслово-геофизическим данным 29%.

Покрышки продуктивной толщи Узлового месторождения сложены терригенными породами разнообразного литологического состава (глины, алевриты, пески) и имеют толщины от 2 до 30, редко более 40 м. Характеристика газа и конденсата определялась по пробам, отобранным с устьев скважин.

Газы всех горизонтов состоят, в основном, из метана (от 88 до 99,2%), количество этана, пропана и других более тяжелых углеводородов составляет от 0,1 до 5,9%. Содержание азота незначительноот 0,1 до 1,3%. Углекислый газ содержится не во всех пробах и, в основном, содержание его не превышает 1%. В опробованных пластах окобыкайской свиты содержание его от 0,1 до 4,6%.

Газ из пластов окобыкайской свиты по своему составу отличается от газов дагинских и уйнинских пластов.

Если в пластах окобыкайской свиты в газе содержание С₅₊ равно нулю, то начиная со II dg пласта с глубиной содержание С₅₊ постепенно возрастает от 0,46 до 3%, а содержание метана уменьшается от 98,4 до 88,7%.

Относительный удельный вес газа в пластах дагинской и уйнинской свит выше, чем в пластах окобыкайской свиты. Увеличение удельного веса происходит за счёт уменьшения объёма метана до 89,2% и увеличения гомологов метана до 9,5%.

Все исследованные газы характеризуются отсутствием сероводородов.

Пластовые газы всех дагинских и уйнинских пластов содержат конденсат. Содержание конденсата в граммах на 1 м³ газа в пластовых условиях от 28,7 до 160, наибольшее — в пластах уйнинской свиты.

Групповой углеводородный состав конденсатов определялся по пробам из скважины 7 (2482 — 2490 м) — VII dg пласт, из скважины 6 (2573 — 2578 м) — IX dg пласт и из скважины № 13 (2237 — 2249 м; 2105 — 2120 м) — IX dg и II dg пласты. Для всех проб, кроме пробы из скважины 13 II dg пласта, характерно преобладание нафтеновых углеводородов. В пробе из VII dg пласта их содержание 67,5%, в пробах из IX dg и IV dg пластов их содержание соответственно 46 и 49%. Для пробы из II dg пласта характерно преобладание метановых углеводородов, содержание которых 48,9%. 10]

Таким образом, исследованные конденсаты по групповому химическому составу могут быть отнесены к низкоароматическим с преобладанием нафтеновых и метановых углеводородов.

Состав и свойства вод месторождения, а также содержание и состав растворенного в воде газа изучались по данным исследования глубинных проб, в самоизливающихся скважинах отбор проб воды осуществлялся на устье.

1.5 Технологические показатели разработки месторождения Узловое

В основу составления настоящего документа положены запасы углеводородов, подсчитанные СахалинНИПИморнефть объёмным методом и утвержденные ГКЗ от 19.10.76 г.

Исходные данные о принятых подсчетных параметрах и запасах газа и конденсата по залежам и в целом по месторождению приведены в табл. 1 и 2. 11]

Таблица 1. — Основные технологические показатели разработки месторождения Узловое при добыче газа

Таблица 2. — Основные технологические показатели разработки месторождения Узловое при добыче газа

2. Технологическая часть

2.1 Особенности эксплуатации газовых скважин

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.

Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методики разведки газовых месторождений состоят в следующем:

1. Газ извлекается из залежи при ее эксплуатации почти полностью без применения законтурного или внутриконтурного заводнения. В результате отпадает необходимость детальной разведки приконтурной зоны газовой залежи для выяснения мест заложения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных залежей такую разведку в большинстве случаев необходимо проводить.

2. Из отдаленных участков залежи нефть отобрать практически невозможно, газ же подходит к эксплуатационным скважинам с этих же участков с относительно небольшой потерей давления. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких ее частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную площадную разведку газовой залежи, особенно приконтурной ее части, чтобы выяснить условия заложения эксплуатационных газовых скважин. Для нефтяных залежей такая разведка необходима.

3. Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях непременно больше рабочего дебита нефтяных скважин. Это, а также дренаж газа эксплуатационными скважинами с более отдаленных участков позволяет разрабатывать газовую залежь несравненно меньшим количеством эксплуатационных скважин.

Весьма существенно то обстоятельство, что если по окончании разведки нефтяной залежи всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин, то по окончании разведки газовой залежи для ее разработки очень часто хватает разведочных скважин, давших газ.

А в некоторых случаях, как показывает практика разведки мелких и средних газовых месторождений, количество этих скважин даже больше того, которое нужно для эксплуатации. Поэтому один из принципов разведки газовых залежей состоит в том, что количество разведочных скважин, которые могут дать газ, не должно превышать количества скважин, необходимых для разработки этой залежи.

4. Законтурная вода в большей части месторождений не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи, причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в ней практически ничтожно. Это дает возможность достаточно достоверно оценить запасы по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием падения давления. Такая возможность позволяет резко сократить объемы работ по промышленной разведке газовых залежей для подсчета запасов, что, однако, совершенно не применимо к нефтяным залежам.

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для:

1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523єК, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины — дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 — 80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.

На рисунке 3 приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.

Рисунок 3 — Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа: 1 — хвостовик.

Плотность и вязкость газа на 2−3 порядка меньше плотности и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скважины в 5−25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) можно определить подбором из равенства где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; Т — средняя температура на длине (L — h); с_ср — средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; P_н — начальное пластовое давление газа; g — ускорение свободного падения, или приближенно по формуле где с_в — плотность пластовой воды Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень Давление газа на устье газовой скважины всего на 5−10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьбовых или сварных соединений, цементируют трубы по возможности на большую высоту (до устья) и др.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м³/сут в 2−3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность.

В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219−245 мм.

Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, в результате чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТом нагрузок. С учетом этого применяют обсадные трубы в антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95), повышают герметичность резьбовых соединений, предусматривают «запас» толщины стенок труб, повышают качество цементирования (коррозионно-стойкие тампонажные материалы, подъем цементного раствора до устья), исключают элементы оборудования, работающие при нагрузках, близких к предельным, а также защищают эксплуатационную колонну от прямого длительного влияния агрессивной среды. [1]

Оборудование устья газовой скважины (рисунок 4).

Рисунок 4 — Оборудование устья скважины, а — тройниковая арматура: 1, 11 — фланцы, 2, 9 — буферы, 3 — вентиль, 4 — манометр; 5 — задвижка; 6 — крестовина; 7, 10 — катушки; 8 — тройник; 12 — штуцер; 6 — крестовиковая арматура: 1 — фланец, 2 — уплотнитель, 3, 8, 11 — буферы, 4 — вентиль; 5 — манометр; 6 — задвижка; 7, 9 — крестовины; 10 — тройник; 12 — штуцер; 13 — катушка; 14 — фланец Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Колонная головка (рисунок 5) соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

Рисунок 5 — Колонная головка: 1, 3, 7, 9 — уплотнители; 2, 8 - кольцевая прокладка; 4, 11 — подвеска клиньевая; 5 — фланец глухой; бкорпус двухфланцевый; 10 — корпус однофланцевый; 12 — заглушка; 13 — кран запорный; 14 — задвижка; 15 — фланец инструментальный

Трубная головка (рисунок 6) служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Рисунок 6 — Трубная головка с перепускным клапаном:

1 — опорный фланец; 2 — корпус; 3 — боковой отвод; 4 — несущая головка; 5 — уплотнительные прокладки; 6 — седло; 7 — шарик; 8 — контргайка; 9 —запорная пробка; Г — канал Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройниковой елки — тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешенна. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины — при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 7,0; 21; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (50 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рисунке 7.

Рисунок 7 — Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:

1 — пакер эксплуатационный; 2 — циркуляционный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель колонны НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — клапан аварийный, срезной; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном. [4]

2.2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин

Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.

Нарушение условий, влияющих на установление технологического режима работы газовых скважин, или невозможность их учета в полной мере приводит к различным осложнениям при эксплуатации. Рассмотрим основные виды осложнений и мероприятия по их устранению.

Гидратообразование

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.

Предупреждение гидратообразования. Для предупреждения гидратообразования необходимо создать режим в соответствии с условием P? Pp и T? Tp, причем для призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола скважины — условия на устье. Если безгидратный режим не представляется возможным обеспечить, особенно при расположении скважины в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить применением ингибиторов гидратообразования. Ингибитор гидратообразования снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности — метиловый спирт СН₃ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, дии триэтиленгликоль).

Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство или на устье скважины, а также применяется ввод ингибитора в газопровод. Известны и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб. Метанол или другой ингибитор вводят в газопровод каплями с помощью регулировочного вентиля из бачка высокого давления, который расположен над газопроводом. Давление газа в бачке над метанолом и в газопроводе создается одинаковым посредством сообщающей трубки.

Для предотвращения образования гидратов и их ликвидацию можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами. Огневой метод подогрева опасен в пожарном отношении и приводит к порче изоляции труб, поэтому запрещается.

Борьба с гидратообразованием. Когда гидратная пробка уже образовалась, то резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов, которые затем выносятся продувкой через отводы в атмосферу.

На некоторых месторождениях из-за присутствия в газе сероводорода и углекислого газа возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации агрессивных компонентов в газе, давления и температуры среды, скорости потока, минерализации воды, применяемого материала оборудования. При заданном оборудовании ствола скважины наиболее опасным участком, на котором возможна коррозия, является устье.

На устье должна поддерживаться критическая скорость, превышение которой значительно увеличивает интенсивность коррозии. На практике в таких условиях применяют оборудование в антикоррозионном исполнении или эксплуатацию осуществляют с подачей антикоррозионных ингибиторов. 4]

Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину.

Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

Многие газовые и газоконденсатные месторождения страны эксплуатируются при упруговодонапорном режиме, причем в отрасли растет число месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки с естественным закономерным обводнением продукции скважин.

В работе газовой скважины можно выделить четыре периода. Первый период — безводный. Во втором периоде происходит накопление притекающей воды в стволе сначала без выноса ее на поверхность и с образованием пленки на стенках труб (первая фаза периода), а затем с выносом ее в виде диспергированных капелек потоком газа. Третий период характеризуется тем, что сколько воды притекает в скважину, столько же ее выносится на поверхность. При этом в стволе имеется определенный объем накопившейся воды. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа, либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются, особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает четвертый период, характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника. Так как при этом приток воды продолжается, то скважина захлестывается водой и прекращает работу. Наступает «самоглушение» скважины водой. С позиций интенсификации работы обводняющейся газовой скважины в четвертом периоде выделяем две фазы: естественного выноса воды и принудительного ее удаления.

Начало принудительного удаления воды и длительность четвертого периода следует устанавливать из экономических расчетов себестоимости добычи газа и народнохозяйственной эффективности. Отметим только, что в обводняющихся газовых скважинах фонтанные трубы должны спускаться до нижних отверстий фильтра, особенно при малых депрессиях давления.

Для принятия решений по интенсификации работы и способам дальнейшей эксплуатации обводняющейся газовой скважины необходимо располагать данными о расходе притекающей воды или объеме накопившейся в скважине воды, об условиях ее выноса или принудительного удаления.

Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин можно подразделить на способы, уменьшающие поступление воды в скважину, и способы, освобождающие ствол от поступившей воды.

Уменьшение поступления вод в скважину достигается регулированием потоков в пласте, изоляцией скважины от поступления пластовых вод (изоляция обводнившихся пропластков смолами, цементным раствором, пеной и другими материалами; установка горизонтальных экранов при конусообразовании вод; селективное вскрытие пропластков; исправление герметичности колонн и цементного камня), а также ограничением отборов газа до исключения поступления воды из пласта.