Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан Бухарский инженерно-технологический институт

5A 311 901; «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание академической степени магистра Тема:

Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа Яхяев Нодир Шарифович Научный руководитель:

доц. Н. Н. Авлиякулов Бухара-2013

АННОТАЦИЯ

На магистерскую диссертационную работу Н. Ш. Яхяева на тему: «Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа» представляемой на соискание академической степени магистра по специальности: 5A-311 901 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

В магистерской диссертационной работе рассматривается месторождение «Денгизкуль», которой является основной сырьевой базой высокосернистого газа (ВСГ) для Мубарекского газоперерабатывающего завода. В связи с вводом в разработку все большего количества высокосернистого газа, проблемы их эксплуатации и проектирования вновь приобрели актуальное значение. В настоящее время одним из актуальных вопросов является дальнейшая разработка и эксплуатация высокосернистых месторождений в период бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. На основе применения системного подхода и системного анализа выделены специфические особенности функционирования системы разработки и добычи ВСГ на месторождения Денгизкуль, а также возможность применения кислотной обработки в сочетании гелеообразующими растворами (ГОР) для предотвращения обводнение призабойной зоны скважины.

ANNOTASION

In the masters dissertation work is considered a deposit. Penciskul which is the main base of raw materials high sculpture dioxide. for muberek gas plans in conation with the development of a growing number of. Now one of the mast urgent issues is the continued development and exploitation on the basis of a systematic approach and system analyses are specific features of operation. Development of acid treatment combined ride coleus from mi the demotion as well as the possibility of applying the Acer Processing combined week solution hole zone wells.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства

1.1.1 Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений

1.1.2 Влагосодержание и гидраты природных газов, состав гидратов и природных газов

1.1.3 Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

1.2 Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

1.3 Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин

1.4 Оборудование фонтанных скважин

1.4.1 Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Задачи, виды и методы исследования

2.1.1 Повышение дебитов скважин физико-химическими методами

2.1.2 Применения композиций на основе силикатов для предотвращения скопления жидкости на призабойную зону

2.2 ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЕ

2.2.1 Общее сведения о месторождение «Денгизкуль»

2.2.2 Анализ состояния разработки месторождения «Денгизкуль»

2.2.3 Анализ исследуемых скважин

2.2.4 Текущие дебиты газовых скважин и рабочие давления на устье

2.2.5 Контроль за газоконденсатной характеристикой

2.2.6 Технологические показатели разработки месторождении «Денгизкуль»

2.2.7 Гидрохимический контроль за разработкой месторождения ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЕ «ДЕНГИЗКУЛЬ» И РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ИССЛЕДОВАНИЕ

3.1 Показатели разработки месторождения «Денгизкуль»

3.1.1 Показатели промышленного отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата

3.2 Технологические показатели промышленной разработки месторождения «Денгизкуль»

3.3 Совместные технологические показатели разработки «Денгизкульской группы месторождений»

3.4 Рекомендации по дальнейшей оптимальной разработке «Денгизкульской группы» месторождений

3.4.1 Анализ технико-экономической эффективности реализации проекта разработки месторождения «Денгизкуль»

3.5 Рекомендации по повышению производительности газовых скважин

3.6 Рекомендации по защите скважинного оборудования от коррозии

3.7 Технологические решения по системам сбора, промысловой подготовки и транспорта газа ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Мы всегда отдавали себе отчет в том, что только люди, которые осознают необходимость гармонии национальных и общечеловеческих ценностей, располагающие современными знаниями, интеллектуальным потенциалом и передовыми технологиями, могут добиться постав-ленных стратегических целей развития. Ислам Каримов

Актуальность работы. Узбекистан, по оценкам авторитетных международных финансовых организаций, несмотря на продолжающийся глобальный финансово-экономический кризис, сохраняет стабильно высокие темпы роста экономики, составившие за последние 5 лет не менее 8,5 процента, по сравнению с 2000 годом достигнуто увеличение ВВП в 2,1 раза. Обеспечиваются профицит текущего счета, низкий внешний долг и достаточные валютные резервы, прогнозируются высокие темпы экономики в среднесрочной перспективе.

Поиск больших и малых проектов по техническому и технологическому обновлению производства для обеспечения конкурентоспособности продукции, а также средств и источников для этого должен стать в первую очередь важнейшим делом и обязанностью руководителя и инженерно-технического персонала каждого предприятия.

В настоящее время в мировой практике добычи природного газа все большее значение приобретает добыча из месторождений высокосернистого газа, эксплуатация которых осуществляется специально оборудованными скважинами, обеспечивающими экологически безопасные технологии освоения этих месторождений. Не является исключением и Республика Узбекистан, основу сырьевой базы которой составляют значительные потенциальные ресурсы и разведанные запасы высокосернистого газа (более 25% от общих запасов).

Рассматриваемое месторождение «Денгизкуль» является основной сырьевой базой высокосернистого газа (ВСГ) для Мубарекского газоперерабатывающего завода. В связи с вводом в разработку все большего количества высокосернистого газа, проблемы их эксплуатации и проектирования вновь приобрели актуальное значение. В настоящее время одним из актуальных вопросов является дальнейшая разработка и эксплуатация высокосернистых месторождений в период бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации.

Научная новизна. На основе применения системного подхода и системного анализа диссертант выделяет специфические особенности функционирования системы разработки и добычи ВСГ на месторождения Денгизкуль, а также возможность применения кислотной обработки в сочетании гелеообразующими растворами (ГОР) для предотвращения обводнение скважины.

Цель работы. Совершенствование анализа разработки месторождений ВСГ на базе обобщения результатов проведенными промыслово-экспериментальными исследованиями и выбрать оптимального метода разработки месторождения Денгизкуль для обводненных скважин.

Основные задачи исследований:

— выполнить анализ материалов эксплуатации скважин, полученных за истекший период разработки;

— оценить дренируемые запасы сухого газа;

— сравнить фактические и проектные показатели разработки и причини их несоответствий;

— уточнить основные параметры газовой залежи и подготовить исходные данные для расчета дальнейших технологических показателей.

Методы решения поставленных задач

1. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

2. Коррективы отдельных положений проекта разработки месторождения.

Основные защищаемые положения

1. Усовершенствованная концепция формирования проектирования и анализа разработки месторождение «Денгизкуль», условия освоения месторождения и разработка методов их решения;

2. Регулирования технологического режима работы газовых скважин.

3. Анализ и расчет технологических показателей разработки месторождение «Денгизкуль».

Практическая значимость

1. Выработать единый оптимальный подход к решению проблем эксплуатации и проектирования разработки месторождение «Денгизкуль».

2. Получить соответствующие расчетные данные и реализовать цели исследований на месторождение Денгизкуль.

3. Основные результаты диссертационной работы может использоваться как учебное пособие для ВУЗов.

Публикация. По теме диссертации дано две публикационных работы.

Объём работы. Магистерская диссертация состоит из введения, трёх глав, заключения и списка литературы. Объём магистерской диссертации 100 страниц, в том числе 11 рисунков и 18 таблиц. Список использованной литературы состоит из 57 наименований отечественной и зарубежной литературы.

Автор выражает благодарность директору УДП «Мубарекнефтегаз» Ш. Ж. Шамсиеву и начальнику ДКС «Уртабулак» Ш. Маллаеву, а также доцентам Бухарского инженерно-технологического института К. К. Жумаеву и Г. Р. Бозорову за ценные предложения по улучшению содержания данной диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда С_nН_2n+2, т. е. из метана СН₄ и его гомологов — этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98−99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др. [4,5].

1.1.1 Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = P^b ,

где S — объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

Р — давление газа над жидкостью,

_ коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; bпоказатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение и b зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 511 м³/м³на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,80,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С обычно не превышает 0,01МПа· с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1⁰С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м³ и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление — это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана 4,7 МПа, а критическая температура _ 82,5⁰С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа. [6,7].

1.1.2 Влагосодержание и гидраты природных газов, состав гидратов и природных газов [8,9]

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ — гидрат меньше, чем в системе газ — вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды — 980 кг/м³. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение — поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 23⁰С.

1.1.3 Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды являются обычным спутником нефти. Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

_в = ,

где _в — коэффициент водонасыщенности; V_в — объем воды в породе; V_п _ объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

_н = ,

где _н — коэффициент нефтенасыщенности; V_н — объем нефти в породе.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 2030% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 3540% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м³ в пресной воде до 80 кг/м³ в сильноминерализованных водах и до 300кг/м³ в рапах.

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав. В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO₄), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7· 10^-5 5· 10^-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Вязкость пластовой воды при20⁰С составляет 1мПа· с, а при 100⁰С — 0,284 мПа· с. [10,11,12].

1.2 Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др.

Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.

Примечание: существует две гипотезы образования нефти — органическая и неорганическая. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис. 1.2.1. а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис. 1.2.1. а).

Рис. 1.2.1 а. Сводовая ловушка: 1 — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности; б. Литологически экранированная ловушка Рис. 1.2.1 в. Тектонически экранированная ловушка. г. Статиграфически экранированная ловушка В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа. Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур — геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс — месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости m_п называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр. Измеряется пористость в долях единицы или в%.

В долях единицы

m_п =; в% m_п =· 100.

Коэффициентом открытой пористости m_o называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора V_cт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Пористость коллекторов, содержащих нефть

Различают поровые каналы:

Сверхкапиллярные — больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно.

Капиллярные — 0,5 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

Субкапиллярные — меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др. [13,14].

1.3 Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин

Скважина — цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность — стенкой или стволом, дно — забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм.

Бурение скважин — сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:

— углубление скважин посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

— удаление выбуренной породы из скважины;

— крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

— проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

— спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Принято считать: мелкое бурение — до 1500 м, бурение на средние глубины — до 4500 м, глубокое — до 6000 м и сверхглубокое бурение — глубже 6000 м.

По характеру разрушения горных пород различают механические и немеханические способы бурения. К механическим относятся вращательные способы (роторное, турбинное, реактивно-турбинное бурение и бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей), при которых горная порода разрушается в результате прижатого к забою породоразрушающего инструмента (бурового долота), и ударные способы. Немеханические способы бурения (термические, электрические, взрывные, гидравлические и др.) пока не нашли широкого промышленного применения.

При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

Скважины бурятся вертикально (отклонение до 23°). При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное).

Cкважины углубляют, разрушая забой по всей площади (без отбора керна) или периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.

Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок.

Цели и назначение буровых скважин различные. Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть и газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).

Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.

Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя.

В скважину спускают следующие ряды труб:

1. Направление — для предотвращения размыва устья.

2. Кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования.

3. Промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов (при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать).

4. Эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки (пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т. п.).

Конструкция скважин называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонны и т. д.

Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

На месторождениях Западной Сибири распространено кустовое бурение. Кустовое бурение — сооружение групп скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование. Производится при отсутствии удобных площадок для буровых установок и для сокращения времени и стоимости бурения. Расстояния между устьями скважин не менее 3 м.

Пластовая энергия — совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа. Главные из них:

1. Энергия напора законтурных вод залежей нефти и газа.

2. Энергия упругого сжатия горной породы и флюида, в том числе газа, выделившегося в свободную фазу из растворенного состояния при снижении давления.

3. Часть гравитационной энергии вышележащих толщ, расходуемая на пластические деформации коллектора, вызванные снижением пластового давления в коллекторе в результате отбора флюида из него.

4. Тепло флюида, выносимое им на поверхность при эксплуатации скважин. Практически значима не вся энергия пласта, а лишь та ее часть, которая может быть использована с достаточной эффективностью при эксплуатации скважин.

Разработка месторождений полезных ископаемых — система организационно технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти [15,16].

1.4. Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют «открытый» забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13 846–89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки — крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а Х Х Х Х — Х Х х Х Х-Х Х АФ — арматура фонтанная АН — арматура нагнетательная Способ подвешивания скважинного трубопровода: в трубной головке — не обозначается, в переводнике к трубной головке — К, для эксплуатации скважин УЭЦН — Э Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а»

Обозначение системы управления запорными устройствами (с ручным управлением — не обозначают, с дистанционным — Д, с автоматическим — А, с дистанционным и автоматическим — В) Условный проход ствола елки, мм Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условных проходом ствола не указывается) Рабочее давление, Мпа (кгс/см²)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16 350–80: для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов — не обозначается; для холодного макроклиматического района — ХЛ Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого — не обозначается;

с содержанием СО₂ до 6% по объему — К1;

с содержанием Н₂S и СО₂ до 6% по объему каждого — К2 и К2И Модификация арматуры или елки При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633–80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5ч10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

1.4.1 Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки — один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. [20,21].

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Задачи, виды и методы исследования

Основная задача исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.

Промыслово-геофизические исследования. При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиоактивный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебитои расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации.

К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебитои расходометрические исследования. Они позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину — дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходоили дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости (рис. II.1.1.), что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на при-забойную зону пласта.

Рис. 2.1.1

При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин. Они позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением Т = Т₀ + Г_z, (2.1.1)

где Т_о — температура нейтрального слоя;

Г=dT/dz— геотермический градиент (в среднем равен 0,033 °С/м).

Если Т₀ привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения температуры ДТ от перепада давления Др (эффект Джоуля — Томсона) согласно уравнению

(2.1.2)

характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где е_д — средний интегральный коэффициент Джоуля — Томсона. Для воды е_в⁼0,24, для нефти е_н = 0,41—0,61, для углеводородного газа е_г= —(2,55—4,08) °С/МПа. Это значит, что при притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа — охлаждается. Если в скважину притекает газированная нефть, то изменение температуры вследствие дроссельного и калориметрического эффектов можно оценить по формуле

(2.1.3)

где Т_пл, Т_з — пластовая и забойная температуры; b_н — объемный коэффициент нефти; — теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); G₀ — газовый фактор; б_р — коэффициент растворимости газа в нефти.

С использованием формулы можно оценить условия отсутствия изменения температуры (Т_пл=Т_з), выпадения парафина из нефти в пласте — температура насыщения нефти парафином), радиус зоны выпадения парафина в пласте.

При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4—0,6 °С при депрессии приблизительно 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяются аномалии темпера-' туры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки водонагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обусловливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Тогда приток Q_pi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению

(2.1.4)

где ДT_pi — повышение температуры потока рассматриваемого пласта у его кровли относительно геотермы;

ДT_i — понижение температуры потока в пределах интервала смешения (за счет калориметрического эффекта);

Q_pi — дебит рассматриваемого интервала;

— суммарный дебит нижележащих пластов (относительно рассматриваемого), причем для первого пласта

— общий дебит скважины;

п — число пластов.

Следует отметить, что расходои термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин К_о, гидропроводность пласта е, пластовое давление р_пл, пьезопроводность пласта х, комплексный параметр х/r_с² (r_с — приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями — проницаемость k и радиус r_с.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основном «предусматривает:

а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования;

б) ежегодно — определять профиль притока и интервалов обводнения;

в) один раз в полугодие измерять р_пл и Т_пл, определять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в наблюдательных скважинах);

г) ежеквартально измерять р₃;

д) ежемесячно измерять газовый фактор (при р_пл>р_н),

е) один раз в 1—2 недели измерять газовый фактор (при р_пл < р_н), дебиты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме— процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

Газодинамические исследования. С целью уточнения текущих фильтрационно-емкостных параметров продуктивных горизонтов и установления обоснованного технологического режима эксплуатации газовых скважин рекомендуется проведение следующих газодинамических исследований:

1. Измерение статических давлений по всему действующему фонду скважин с минимальным разрывом во времени с периодичностью 1 раз в полугодие.

2. Последнее объясняется длительным (5−7 суток) периодом восстановления статического давления. По данным замеров статических давлений рассчитываются текущие значения пластовых давлений по скважинам.

3. Измерение рабочих давлений и температуры на устье скважины проводится ежеквартально. В эти сроки проводить замеры затрубных и межколонных давлений по всему эксплуатационному фонду скважин.

4. Не реже одного раза в год производить замеры давлений и температуры в системе «устье скважин — УКПГ» с целью уточнения температурного режима скважин и контроля за изменением коэффициентов гидравлического сопротивления в шлейфах.

5. Исследование каждой скважины на продуктивность при стационарных режимах фильтрации газа проводится один раз в год.

Газоконденсатные исследования. Газоконденсатные исследования проводятся с целью контроля за изменением состава газа и конденсата, а также количества добываемого вместе с газом конденсата в процессе разработки месторождения. Газоконденсатные исследования должны проводится ежегодно с определением следующих параметров:

1. Содержание сырого и стабильного конденсата в г/мЗ при рабочих давлениях, температуре и дебите газа, а также при условиях сепарации газа на УНТС.

2. Состав добываемого газа с обязательным определением кислых компонентов по каждой скважине.

3. Физико-химические свойства стабильного конденсата (плотность, молекулярный вес, фракционная разгонка).

4. Текущее потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе, выход сырого и стабильного конденсата на УНТС при рабочих условиях сепарации газа, плотность и молекулярный вес стабильного конденсата.

5. Материальный баланс углеводородов С5+высш (конденсата) в системе: скважинакаждая ступень сепарации на УКПГ — магистральный газопровод.

6. Лабораторные исследования по уточнению пластовых потерь конденсата от снижения давления в залежи.

Гидрохимические исследования. Гидрохимические исследования проводятся по каждой эксплуатационной скважине один раз в год с целью определения состава и физико-химических свойств скважин, газа, конденсата и пластовой воды в системе скважинаУКПГ — магистральный газопровод.

Гидрохимические исследования совмещаются и исследованиями на продуктивность.

Коррозионные исследования. Задачами коррозионных исследований является определение коррозионной активности продукции эксплуатационной скважины, а также эффективности закачки раствора ингибированного конденсата в пласт.

Для решения поставленной задачи на 3−6 скважинах установить образцы-свидетели на общую коррозию и на растрескивание. Длительность выдержки их в газожидкостном потоке должна составлять не менее 5−10 суток в зависимости от характера среды и эффективности ингибитора. По результатам исследований произвести анализ и уточнить действующий регламент ингибирования.

Контроль за выносом ингибитора в газе и конденсате производить еженедельно. Отбор пластовых вод с целью определения в них ионов железа производить в день установки и снятия образцов [20−24].

2.1.1 Повышение дебитов скважин физико-химическими методами

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефте-газовытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

Анализ результатов исследований эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях различных месторождений показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием. [26,27].

2.1.2 Применения композиций на основе силикатов для предотвращения скопления жидкости на призабойную зону

Приведенные данные из публикаций различных авторов позволяют утверждать, что одним из прогрессивных методов увеличения охвата пластов воздействием является применение гелеобразующих растворов на основе силиката натрия (ГОР). Перспективность использования ГОР для проведения изоляционных работ обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующего геля и т. д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязкоупругий гель, который может служить водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Изолирующая способность силикатного геля определяется его механическими и реологическими свойствами, зависящими от многих факторов.

Регулирование процессов гелеобразования можно производить с помощью специальных химических реагентов, называемых активаторами.

Водные активаторы смешиваются с силикатом частично или полностью при температуре 48,9°С. Использование композиций, гелеобразование в которых зависит от температуры, позволит применять их почти без раннего гелеобразования.

По одной из рекомендованных методик композиции можно готовить заранее и хранить в течение 24 ч и более. Для приготовления композиции используются водорастворимые силикаты, образующие псевдополимеры (гели) при закислении. Концентрированные водные силикаты и их смеси включают в себя чувствительные к температуре активаторы с рН= 10−11. При добавлении кислоты в гелеобразующий раствор его рН уменьшается, что ведет к образованию геля. Водорастворимые силикаты имеют молекулярное соотношение — модуль окиси кремния к окиси щелочного металла — в пределах от 0,5: 1 до 3,5: 1.

Гелеобразование происходит при добавлении к силикатам различных сахаров: сахароза, мальтоза, лактоза, фруктоза, глактоза, манноза и ксилоза. Сахариды вводят в водный раствор силиката в виде безводного твердого вещества или в виде водного раствора массовой долей 10—30%. Снижение концентрации сахара в геле зависит от свойств изолируемых пластов.

Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям:

Однородность и стабильность ГОР при 20—90°С, ч, не менее 6

Вязкость гелеобразующего раствора при 25 °C, мПа — с 1,0−10,0

Состав воды для приготовления ГОР — пресная или минерализованная вода Время начала гелеобразования (в ч, не менее) при: 20—40⁰С 12

70 — 90⁰С 6

Время образования геля во всем объеме и стабильность в течение месяцев, ч, не менее 6

Прочность (напряжение разрушения) геля, Па, не менее 20

Миним. градиент давления до разрушения геля, МПа/м, не менее 0,3

Лабораторные исследования по выбору оптимальных концентраций химреагентов с учетом состава и минерализации пластовых вод показали, что оптимальное массовое содержание силиката натрия составляет 4—6%. При более высокой концентрации образование геля идет практически мгновенно. Для промысловых опытов концентрация жидкого стекла выдерживалась 6% по массе. Были выполнены лабораторные опыты по изучению процессов гелеобразования при различных концентрациях соляной кислоты в композициях. Интервал изменения концентрации соляной кислоты в опытах составил от 0,5 до 2% к общей массе раствора реагентов. Как показали результаты лабораторных исследований, в области низких концентраций, равных 0,4—0,5% но массе, загеливание не происходит или выпадает лишь рыхлый осадок. Это обусловлено тем, что ионов водорода не хватает для связывания силикат-ионов в кремниевую кислоту. В области концентраций, превышающих 2% по массе, загеливание происходит мгновенно. Исходя из необходимого времени для приготовления и закачки гелеобразующих растворов в пласт требуемое время гелеобразования должно быть 15—20 ч. С учетом продолжительности гелеобразования и структурно-механических свойств образующихся гелевых масс оптимальной массовой концентрации соляной кислоты составляет 0,8 — 1,3% по массе, а наиболее приемлемой концентрации — 1% по массе.

Оптимальный состав (% по массе) гелеобразующей композиции для применения в технологиях увеличения дебита: жидкое стекло — 6, соляная кислота — 1, полиакриламид — 0,06, остальное пресная вода [30,31].

2.2 Объекты исследования

2.2.1 Общее сведения о месторождение «Денгизкуль»

Газоконденсатное месторождение «Денгизкуль» расположено Бухара-Хивинском регионе (Рис 2.2.1.1) в Бахористанском районе Кашкадаринской области Республики Узбекистан. Ближайшая железнодорожная станция Мубарек и одноименный город находятся в 100 км к востоку от месторождения. [32,33].

Месторождение открыто в 1967 г. и введено в разработку 1981 г. Газовая залежь приурочена к карбонатной толще келловей — оксфордских отложений верхней юры.

Рассматриваемая газовая залежь, охватывающая ХV-НР и ХV-Р горизонты, относятся к типу массивных, имеет сложное строение, обусловленное различием в фильтрационноемкостном составе слогающих продуктивную толщу коллекторов и характером их размещения в разрезе.

Газоносные горизонты представляют собой единую газогидродинамическую систему с единым ГВК. В целом по залежи ГВК определен по абсолютной отметке-2340 м.

Структурный план (по кровле XV горизонта) и профили по карбонатной толще верхней юры приведены на Рис. 2.2.2.

Запасы газа и конденсата утверждены ГКЗ Республики Узбекистан в следующих количествах:

газ (сырой) — 160,589 млрд. мі;

газ (сухой) — 159,899 млрд. мі;

конденсат (балансовый) — 3516,958 тыс. т;

конденсат (извлекаемый) — 3516,899 тыс. т.

На эти запасы газа и конденсата в 1999 г. составлены коррективы проекта разработки.

Динамика балансовых углеводородных ресурсов месторождения приведены в таблице 2.2.1.1

Рис. 2.2.1.1 Схема размещения месторождений нефти и газа в Бухара-Хивинской регионе Таблица 2.2.1.1

Динамика запасов газа и конденсата

2.2.2 Анализ состояния разработки месторождения «Денгизкуль»

Задачи анализа состояния разработки следующие: обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований пластов и скважин.

Анализ данных по контролю за разработкой месторождения решает следующие вопросы связанные с текущей разработкой газовой залежи.

1. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

2. Коррективы отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.

Характеристика фонда скважин. Скважина — это важнейший элемент системы разработки месторождений природных газов. Она служит каналом связи с пластами, через которое осуществляется регулирование процессов происходящих при разработке месторождений. В настоящее время единственным средством получения информации о пласте является вскрытие его с помощью скважин. В связи с этим, вся информация о пласте получается в процессе бурения (вскрытия), освоения и эксплуатации скважин.

На месторождении в прошедший период пробурено 95 скважин, из них эксплуатационных — 35. Из 35 эксплуатационных скважин действующих — 32 и 3 простаивающих. (Таб. 2.2.2.1)

Таблица 2.2.2.1

Характеристика фонда скважин месторождения «Денгизкуль»

В Работе «Составление корректива проекта разработки Денгизкульской группы месторождений» величина коэффициента эксплуатация действующего фонда скважин было принята равной 0,904, а фактически 0,907 (таблица 2.2.2.2)

Таблица 2.2.2.2

Динамика коэффициентов эксплуатации действующего фонда скважин по месторождению «Денгизкуль»

Динамика отбора сухого газа и добычи конденсата. Природный газ и конденсат являются ценным химическим сырьем для химической промышленности. Широкое применение газа в народном хозяйстве оздоровляет воздушный бассейн крупных городов и промышленных центров.

По состоянию прошедшего года из рассматриваемого месторождения:

— отобрано 88,659 млрд. м3 сухого газа или 55,45% от суммарных утвержденных запасов сухого газа;

— извлечено из недр 1363,4 тыс. т. конденсата или 38,77% от суммарных утвержденных балансовых запасов конденсата;

— добыто 451,7 тыс. т. стабильного конденсата или 33,13% от суммарной величины извлеченного из недр конденсата.

Динамика пластового давления. Пластовое давление — важный параметр месторождений природных газов, с помощью которого определяют:

- запасы пластовой энергии;

— запасы газа;

— дебит скважин и т. д.

Точностью определения пластового давления имеет большое значение для правильного подсчета запасов газа как объемным методом и методом падения пластового давления, а также для наблюдения за процессами разработки месторождений.

На рассматриваемом месторождении регулярно, с периодичностью не менее одного раза в квартал выполняются замеры статических устьевых давлений по всему фонду эксплуатационных скважин и контрольных скважин. Измерения выполняются в конце каждого квартала в течение 2−3 дней в остановленных скважинах, после стабилизации давлений и температур.

Пластовое давление по газовой залежи характеризуется:

— на 01.01.01 г. составлял 157,4 кг/см2 и снизилось на 115,6 кг/см2 или на 42,34% от начальной величины — 273,0 кг/см2;

— на 01.01.02 г. составлял 145,4 кг/см2 и снизилось на 127,6 кг/см2 или на 46,74% от начальной величины — 273,0 кг/см2;

— на 01.01.03 г. составлял 138,4 кг/см2 и снизилось на 134,6 кг/см2 или на 49,30% от начальной величины — 273,0 кг/см2;

— на 01.01.04 г. составлял 133,5 кг/см2 и снизилось на 139,5 кг/см2 или на 51,10% от начальной величины — 273,0 кг/см2;

— на 01.10.04 г. составило 127,4 кг/см2 и снизилось на 145,6 кг/см2 или на 53,33% от начальной величины — 273,0 кг/см2.

По карте изобар определялись средневзвешенные пластовые давления по газовой залежи (Рис. 2.2.2.1).

Рис. 2.2.2.1 Карта размещения газовой залежи месторождения «Денгизкуль»

Динамика приведенного пластового давления и оценка дренируемых запасов сухого газа. Основным исходным элементом при проектировании месторождения является государственный план по отбору газа, составленный с учетом промышленных запасов месторождения. Поэтому вопросы, связанные с учетом запасов в процессе разработки, являются основой дальнейшей разработки месторождения.

На рассматриваемую дату (01.10.10 г.) месторождение характеризуется:

— суммарный отбор сухого газа составил 88,694 млрд. м³ или 55,45% от утвержденных запасов сухого газа;

— пластовое давление снизилось 127,4 кг/см и снизилось на 145,6 кг/см или 53,33% от начальной величины — 273,0 кг/см².

Расчеты величины дренируемых запасов сухого газа выполнены в хронологической последовательности, охватывая временный интервал от 1981 г. до октября 2004 г. Расчеты выполнялись по программе учитывающей фазовые превращения или изменения реальных свойств пластового газа (критическое давление, критическая температура, плотность и т. д.).

По статическому давлению на устье скважин считалось пластовое давление на средневесовую плоскость — 2488 м. Средняя температура между забоем и устьем скважин определялась по материалам исследований скважин — 79 °C.

Графическая зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора сухого газа приведены на рис 2.2.2.2, а расчетные величины пластовых давлений и приведенных пластовых давлений, суммарного отбора сухого газа и величины дренируемых запасов сухого газа в таблице 2.2.2.3.

Рис 2.2.2.2 Графическая зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора сухого газа Таблица 2.2.2.3

Динамика осреднённых пластовых и рабочих устьевых давлений на конец каждого года разработки месторождения «Денгизкуль»

По состоянию на 01.10.04 г. величина дренируемых запасов сухого газа оценивался в количестве 175,8 млрд. м3 и превышал утвержденные запасы на 15,2 млрд. м3 или на 9,46% [31, 34,35].

2.2.3 Анализ исследуемых скважин

Продуктивная характеристика газовых скважин — один из основных параметров, связанных с разработкой газовой залежи, которая определяется газодинамическим исследованием газовых пластов и скважин.

В работе будут рассматриватся результаты газодинамических исследований газовых скважин месторождения «Денгизкуль». На этом месторождении ежегодно проводятся исследования скважин по всему фонду.

С целью контроля за изменением продуктивности газовых скважин определены величины продуктивности всех действующих скважин за рассматриваемый период (2000 — 01.10.04 г.) при значении ДР2=1000; 2000; 3000; 4000. Помимо этого рассчитаны:

— коэффициенты продуктивности как отношение дебита скважины к разности квадратов пластового и забойного давлений;

— отношение текущего дебита к начальному.

Результаты исследований и расчетов позволяют сделать следующие выводы (таблица II.2.3.1.):

Из 31 рассматриваемой скважины можно сделать выводы по 23 скважинам (№ 33, 38, 50, 76, 80, 81, 85, 90, 101, 102, 105, 106, 107, 109, 112, 115,116,118, 120, 121,122,131).

Из 22 рассматриваемых скважин можно сделать следующие выводы:

— по 15 скважинам (№ 33, 85, 101, 102, 105, 107, 109, 112, 115, 116, 118, 120, 121, 122, 131) отмечаются колебание дебитов;

— по 4 скважинам (№ 38, 50, 80, 90) наблюдается увеличение дебитов от 41 до 113 тыс. м3/сут.;

— по 4 скважинам (№ 50, 76, 81, 106) наблюдается снижение дебитов от 35 до 60 тыс. м3/сут.

дренируемый нефтяной газовый гидрохимический Таблица 2.2.3.1

Динамика приведенного пластового давления и оценка дренируемых запасов газа месторождения «Денгизкуль»

Скважины, в которых наблюдаются снижение дебитов, составляет 12,5% от общего количества действующих скважин, а где увеличение — 12,5%.

Снижение дебитов связано (Табл. 2.2.3.2):

— скоплением жидкости (конденсат + вода) в призабойной зоне и по стволу скважины;

— уменьшение продуктивной характеристики.

Таблица 2.2.3.2

Динамика осредненных фильтрационных и гидравлических характеристик эксплуатационных скважин месторождения «Денгизкуль»

По результатам исследований определены средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений [35]:

за 2000 г.: А= 10,9 В=0,0434

за 2001 г.: А=10,2 В=0,0424

за 2002 г.: А=8,4 В=0,0398

за 2003 г.: А=8,4 В=0,0352.

за 9 месяцев 2004 г.: А=8,6 В=0,0349

2.2.4 Текущие дебиты газовых скважин и рабочие давления на устье Основными параметрами эксплуатации газовых скважин являются:

- текущие дебиты скважин;

— рабочие давления на устье.

По величине этих параметров определяются:

— потребное количество эксплуатационных скважин;

— более достоверные сроки ввода турбодетантора и ДКС;

— более точный технологический режим эксплуатации скважин.

Поэтому от более достоверных значений величин этих параметров зависит более рациональная разработка газовых месторождений до конца их промышленной разработки.

В процессе разработки рассматриваемых месторождений ежеквартально уточняются текущие рабочие дебиты и давления на устье, результаты которых позволяют более достоверно прогнозировать дебиты и давления на устье. За рассматриваемый период среднегодовые дебиты и давления на устье по месторождениям характеризуются в таблице 2.2.4.1.

Таблица 2.2.4.1

Фактические параметры технологического режима работы газовых скважин месторождения «Денгизкуль»

Из таблицы можно сделать следующие выводы:

— за 2000 г. дебит составлял 339 тыс. м³/сут., при депрессии на пласт 34,2 кг/см² и давлением на устье — 66,6 кг/см²;

— за 2001 г. дебит составлял 317 тыс. м³/сут., при депрессии на пласт 34,1 кг/см² и давлений на устье — 73,0 кг/см²;

— за 2002 г. дебит составлял 283 тыс. м³/сут., при депрессии на пласт 26,0 кг/см² и давлений на устье 173,1 кг/см²;

— за 2003 г. дебит составлял 263 тыс. м³/сут., при депрессии на пласт 23,8 кг/см² и давлений на устье — 68,2 кг/см²;

— за 9 месяцев 2004 г. составлял 226 тыс. м /сут., при депрессии на пласт 20,5 кг/см² и давлении на устье — 63,9 кг/см².

2.2.5 Контроль за газоконденсатной характеристикой [36, 37]

Контроль за газоконденсатной характеристикой рассматриваемого месторождения осуществляется периодическими исследованиями на газоконденсатность. Эти исследования проводят с целью определения параметров, являющихся исходными для подсчета запасов конденсата, а также для определения текущего содержания конденсата в газе.

В работе рассматривается динамика изменения содержания конденсата в процессе разработки месторождения «Денгизкуль» за период 2001 — 01.10.04 гг. (Табл. 2.2.5.1).

Таблица 2.2.5.1

Газоконденсатная характеристика месторождения «Денгизкуль» за период 2000 — 01.10.04 г.

Среднегодовое содержание конденсата характеризуется:

1. За 2000 г.:

— содержание конденсата в отбираемом газе — 11,5 г/м³, а по проекту — 12,9 г/м³;

— коэффициент утилизации стабильного конденсата — 0,241, а по проекту -0,301.

2. За 2001 г.:

— содержание конденсата в отбираемом газе — 11,0 г/м³, а по проекту-12,7 г/м³;

— коэффициент утилизации стабильного конденсата — 0,162, а по проекту-0,300.

3. За 2002 г.:

— содержание конденсата в отбираемом газе — 11,0 г/м³, а по проекту — 12,6 г/м³;

— коэффициент утилизации стабильного конденсата — 0,259, а по проекту -0,301.

4. За 2003 г.:

— содержание конденсата в отбираемом газе — 13,0 г/м³, а по проекту -12,5 г/м³;

— коэффициент утилизации стабильного конденсата — 0,289, а по проекту -0,301.

5. За 9 месяцев 2004 г.:

— содержание конденсата в отбираемом газе -11,0 г/м³, а по проекту -12,5 г/м³;

— коэффициент утилизации стабильного конденсата — 0,411, а по проекту -0,296.

2.2.6 Технологические показатели разработки месторождении «Денгизкуль»

Технологические показатели разработки газовых залежей — основные показатели, которые позволяют прогнозировать объемы отбора сухого газа и добычи конденсата. Достоверный прогноз этих объемов позволяет более надежно обеспечивать промышленные и народно-хозяйственные объекты топливом и сырьем. Поэтому анализ технологических показателей разработки является одним из актуальных.

Последним проектным документом месторождения Денгизкуль является «Проект разработки месторождения Денгизкуль» составленный в 1999 г.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения за период 2000 — 01.10.04 г. приводится в таблице 2.2.6.1.

Таблица 2.2.6.1

Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Денгизкуль

По результатам сопоставлений таблицы можно сделать следующие выводы:

1. Фонд скважин характеризовался:

— за 2000 г. ниже проектного на 7 скважин;

— за 2001 г. ниже проектного на 8 скважин;

— за 2002 г. ниже проектного на 10 скважин;

— за 2003 г. ниже проектного на 11 скважин;

— за 9 месяцев 2004 г. ниже проектного на 13 скважин.

2. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин составлял:

— за 2000 г. 0,927 против проектного 0,906;

— за 2001 г. 0,918 против проектного 0,906;

— за 2002 г. 0,913 против проектного 0,906;

— за 2003 г. соответствует проектному 0,906;

— за 9 месяцев 2004 г. 0,953 против проектного 0,906.

3. Продуктивная характеристика за рассматриваемый период улучшился относительно проектной.

4. Среднегодовые дебиты скважин характеризовался:

— за 2000 г. 339 тыс. м³/сут. против проектного 305;

— за 2001 г. 317тыс. м /сут. против проектного 305;

— за 2002 г. 283 тыс. м /сут. против проектного 305;

— за 2003 г. 263 тыс. м /сут. против проектного 270;

— за 9 месяцев 2004 г. 226 тыс. м /сут. против проектного 270.

5. Годовые отборы сухого газа характеризовался:

— за 2000 г. 4,339 млрд. м³ против проектного 4,5;

— за 2001 г. 3,929 млрд. м против проектного 4,5;

— за 2002 г. 3,296 млрд. м³ против проектного 4,5;

— за 2003 г. 2,959 млрд. м против проектного 4,0;

— за 9 месяцев 2004 г. 1,973 млрд. м против проектного 3,0.

6. Среднегодовое извлечение конденсата из пласта характеризовался:

— за 2000 г. 49,9 тыс. т. против проектного 57,9;

— за 2001 г. 43,215 тыс. т. против проектного 57,4;

— за 2002 г. 36,26 тыс. т. против проектного 56,9;

— за 2003 г. 39,47 тыс. т. против проектного 50,2;

— за 9 месяцев 2004 г. 21,7 тыс. т. против проектного 37,2.

7. Среднегодовая добыча стабильного конденсата характеризовался:

— за 2000 г. 12,02 тыс. т. против проектного 17,4;

— за 2001 г. 7,02 тыс. т. против проектного 17,2;

— за 2002 г. 9,4 тыс. т. против проектного 17,1;

— за 2003 г. 11,4 тыс. т. против проектного 15 Д;

— за 9 месяцев 2000 г. 8,915 тыс. т. против проектного 11,0.

8. Коэффициент утилизации стабильного конденсата составлял:

— за 2000 г. 0,241 против проектного 0,301;

— за 2001 г. 0,162 против проектного 0,300;

— за 2002 г. 0,259 против проектного 0,301;

— за 2003 г. 0,289 против проектного 0,301;8

— за 9 месяцев 2004 г. 0,411 против проектного 0,326.

2.2.7 Гидрохимический контроль за разработкой месторождения В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит снижение пластового давления, что приводит к продвижению законтурной воды [38, 39].

Из-за неравномерного отбора газа по площади газоносности происходит неравномерное снижение пластового давление. Это в, основном, является причиной продвижения законтурной воды по отдельным участкам газоносности как по толщине, так и по площади. Неравномерное продвижение законтурной воды по площади и по разрезу приводит к преждевременным обводнениям эксплуатационных скважин.

Таблица 2.2.7.1

Результаты контроля обводненности продукции Денгизкульских газовых скважин гидрохимическим методом

Таблица 2.2.7.2

Геолого-промысловые данные об обводнившихся скважинах месторождения «Денгизкуль»

Эти обводнения вызывают ряд осложнений при отборе газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки.

Одним из более доступных способов выявления обводнения газовых скважин пластовой водой является метод гидрохимического контроля.

На месторождении «Денгизкуль» регулярно ведется гидрохимический контроль в процессе разработки.

В таблице 2.2.7.1.представлены результаты гидрохимического контроля за период 2000;01.10.2004 гг.

Из таблицы видно, что из 32 действующих скважин, 23 скважины (№ 35, 37, 38, 42, 49, 76, 80, 82, 85, 102, 105, 107, 109, 115, 116, 118, 119, 120, 121, 122, 135, 153, 202) эксплуатируются с большим содержанием солей ионов хлора от 14,6 г/л (скв.1) до 62,6 г/л (скв. 106), а в пластовой — 59,3 г/л.

Процент обводненности изменяется от 0,1 (скв. 76) до 2,5 (скв.37).

В настоящее время из-за вторжения пластовой воды 11 скважин (№ 1- СД, 4-СД, 40, 73, 83, 100, 124, 125, 127, 128, 129) простаивают.

На простаивающих скважинах необходимо:

— поднять пакер или разбурить;

— установить место притока воды;

— провести изоляционные работы.

Если невозможно провести изоляционные работы и нельзя перевести вверх, то они подлежат ликвидации.

Сведения по этим скважинам приводятся в таблице 2.2.7.2.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДЕНГИЗКУЛЬ» И РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Показатели разработки месторождения «Денгизкуль»

Основная задача при отборе сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата состоит в выборе такой системы разработки, при которой обеспечивается минимум приведенных затрат на отбор и добычу заданным государственным планом объемов газа и конденсата, при заданной степени надежности и соблюдения норм и требований охраны недр и максимального квалифицированного использования пластовых ресурсов.

Отбор сухого газа, извлечение конденсата из пласта добыча стабильного конденсата является комплексной задачей, решаемой на базе промысловой геологии, гидродинамики, термодинамики, экономики и вычислительной техники с учетом наиболее полного использования газа потребителем [41,42].

3.1.1 Показатели промышленного отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата

По состоянию прошлого года месторождения характеризуются: Месторождение «Денгизкуль».

1. Пробурено 95 скважин, из них:

— эксплуатационных 62 скважин;

— действующих 32 скважин.

2. Отобрано с начала разработки 88,660 млрд. м³ или 55,45% от утвержденных запасов сухого газа.

3. Извлечено из пласта 1472,207 тыс. т конденсата или 38,77% от балансовых утвержденных запасов конденсата.

4. Добыто 451,7 тыс. т стабильного конденсата или 33,13% от величины извлекаемого из недр конденсата.

5. Пластовое давление составило:

— по залежи 127,4 кг/см ;

— в зоне расположения скважин 114,1 кг/см .

6. Пластовое давление по залежи снизилось на 145,6 кг/см² или на 53,33% от первоначальной величины — 273,0 кг/см².

Газ из месторождений подается по соединительным газопроводам на МГПЗ. Общими принципами объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата являются:

— суммарные объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата;

— депрессия на пласт;

— расчеты производятся для условий газового режима работы залежи газа.

Отличительными признаками объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата являются:

— количество эксплуатационных скважин;

— годовые объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата;

— сроки промышленной разработки;

— текущие пластовые и устьевые давления;

— текущие дебиты скважин;

— сроки ввода ДКС и максимальная расчетная мощность по второму варианту.

В процессе разработки месторождения уточнялись:

— величины дренируемых запасов сухого газа;

— характер дренирования газовой залежи;

— состав пластового газа и конденсата.

Таблица 3.1.1.1

Исходные данные использованные в технологических расчетах месторождений «Денгизкульской группы»

При анализе и обобщении материалов исследования и эксплуатации всего действующего фонда скважин. Получены более достоверные данные, на основе которых уточнены основные положения последнего проектного документа месторождения.

Исходные данные для расчета показателей промышленной разработки представлены в таблице 3.1.1.1.

Методика расчета. Объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата по месторождениям определялись:

- основные показатели промышленной разработки на базе модели, использующие понятия «средней» скважины, усреднения длины шлейфов и коллекторов, уравнения материального баланса в конечной форме при заданных ограничениях на технологический режим эксплуатации скважин;

— уровней годовых объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добычи стабильного конденсата;

— суммарный объем отобранного сухого газа, извлеченного конденсата

— пласта и добытого стабильного конденсата;

— количество скважин;

— текущее пластовое давление;

— текущее давление и температура на забое и устье скважин;

— текущая температура и текущее давление на входе УКПГ;

— нарастающая мощность компрессорной эксплуатации.

Количество дней работы действующих скважин в течении года принято 330 дней, т. е. коэффициент эксплуатации действующего фонда — 0,906.

Расчеты объемов извлечения конденсата из пласта производились методом последовательной смены стационарных состояний.

Коэффициент утилизации стабильного конденсата принята по фактическим данным — 0,3.

3.2 Технологические показатели промышленной разработки месторождениия «Денгизкуль»

Суммарные остаточные запасы сухого газа составляют:

— Месторождение «Денгизкуль» 71,930 млрд. м³;

Суммарные остаточные балансовые запасы конденсата составляет:

— Месторождение «Денгизкуль» 2179,415 тыс. т.;

Показатели дальнейшей промышленной разработки месторождений рассчитаны на базе уточненных параметров газовых залежей и вводом простаивающих эксплуатационных скважин, после проведения изоляционных работ, и новых проектных скважин [43, 44].

Технологические показатели дальнейшей промышленной разработки «Денгизкульской группы» месторождений рассчитаны по следующим вариантам:

Месторождение «Денгизкуль» два:

— 1-ый при постоянном давлении на устье — 60,0 кг/см², т. е. без ввода ДКС;

— 2-ой с вводом ДКС.

Варианты с вводом ДКС рассчитаны при депрессии на пласт не превышающей 30,0 кг/см².

Месторождение «Денгизкуль»

I Вариант. Суммарный объем отбора сухого газа с начала разработки составит 116,299 млрд. м³ или 72,42% от утвержденных запасов 160,589 млрд. м³, а за рассматриваемый период (01.10.04−2023 г.) — 27,639 млрд. м³ или 17,21% от запасов.

Суммарный объем конденсата извлекаемый с начала разработки из недр составит 1667,571 тыс. т. или 47,42% от утвержденных балансовых запасов конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 — 2015 г.) — 304,023 тыс. т. или 8,58% от запасов.

Суммарный объем добычи стабильного конденсата с начала разработки составит 617,163 тыс. т. или 37,01% от величины извлеченного из недр конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 — 2015 г.) — 91,212 тыс. т или 30,00% от величины извлеченного из недр конденсата.

Месторождение к концу 2023 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

— в зоне расположения скважин 72,3 кг/см²;

— по залежи 80,7 кг/см .

2.Давление на устье составит 60,0 кг/см².

3.Дебит скважин составит 12,0 тыс. м³/сут.

Для обеспечения проектных годовых объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 — 2023 г. г. потребуется 46 скважин.

II Вариант. Суммарный объем отбора сухого газа с начала разработки составит 118,218 млрд. м³ или 73,61% от утвержденных запасов — 160,589 млрд. м³, а за рассматриваемый период (01.10.04 — 2015 г.) — 29,558 млрд. м³ или 18,41% от запасов.

Суммарный объем конденсата извлекаемый с начала разработки из недр составит 1688,686 тыс. т. или 48,02% от утвержденных балансовых запасов конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 — 2015 г.) — 325,138 тыс. т. или 9,18% от запасов.

Суммарный объем добычи стабильного конденсата с начала разработки составит 23,492 тыс. т. или 36,92% от величины извлеченного из недр конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 — 2015 г.) — 97,541 тыс. т или 30,00% от величины извлеченного из недр конденсата.

Месторождение к концу 2015 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

— в зоне расположения скважин 69,4 кг/см²;

— по залежи 77,5 кг/см².

2. Давление на устье составит 28,8 кг/см² .

3. Дебит скважин составит 144 тыс. м³/сут.

Для обеспечения проектных годовых объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 — 2015 гг. потребуется 46 скважин.

Размещение проектных эксплуатационных скважин и очередность их ввода. При размещении проектных эксплуатационных скважин на площади газоносности, как правило, используют геолого-промысловую информацию, полученную в процессе бурения и эксплуатации скважин.

На рассматриваемых месторождениях по величине запасов газа базовым являются:

— на месторождении «Денгизкуль» XV горизонт;

По состоянию на 01.10.04 г. весь эксплуатационный фонд скважин по «Денгизкульской группе» месторождений составляет 183, в том числе действующие — 47.

По месторождениям распределяется:

I «Денгизкуль» — 95, в т. ч. действующие — 32;

В рассматриваемых вариантах потребный фонд скважин составляет:

Месторождение «Денгизкуль»:

I вариант 46, в т. ч. действующих — 46;

II вариант 46, в т. ч. действующих — 46.

Очередность разбуривания месторождений по вариантам разработки приводится в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1

Очередность ввода скважин после проведения изоляционных работ и проектных эксплуатационных скважин

3.3 Совместные технологические показатели разработки «Денгизкульской группы» месторождений

Суммарные запасы газа и конденсата «Денгизкульской группы» I месторождений утверждены ГКЗ Республики Узбекистан по категории В + С, и составляют:

газ (сырой) — 263,189 млрд. м³;

газ (сухой) — 262,058 млрд. м³.

конденсат (балансовый) — 4706,899 тыс. т.

конденсат (извлекаемый) — 4000,864 тыс. т.

По состоянию на 01.10.04 г. из расматриваемых месторождений с начала разработки отобрано 155,814 млрд. м сухого газа или 59,46% от суммарных утвержденных запасов газа. Извлеченно при этом из пласта 1971,021 тыс. т. конденсата или 41,88% от суммарных утвержденных балансовых запасов конденсата. Суммарная добыча стабильного конденсата составила 712,775 тыс. т. или 36,16% от величины извлеченного из недр конденсата [43, 45].

Остаточные запасы газа и конденсата на 01.10.04 г. составили:

— газ (сухой) — 107,376 млрд. м³;

— конденсат (балансовый) — 1936,075 тыс. т.

Рассмотрим совместные показатели дальнейшей промышленной разработки рассматриваемых месторождений на период 01.10.04 — 2015 г. г. как сырьевой базы МГПЗ в высокосернистом газе.

Потребность МГПЗ в высокосернистом газе по состоянию на01.10.04 г. составляет 3110 млрд. м³ сухого газа в год.

Рассматриваемая группа месторождений к концу 2015 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

— в зоне размещения скважин: «Денгизкуль» — 69,4 кг/см;

— по залежи: «Денгизкуль» — 77,5 кг/см²;

2. Давления на устье составят: «Денгизкуль» -25,8 кг/см;

3. Средний дебит скважин составит: «Денгизкуль» — 144 тыс. м³/сут;

Для обеспечения суммарных годовых проектных объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 — 2015 гг. потребуется: Денгизкуль — 46 скважин.

Потребная расчетная мощность ДКС для «Денгизкульской группы» составляет 20,0 тыс. кВт.

3.4 Рекомендации по дальнейшей оптимальной разработке «Денгизкульской группы» месторождений

Перспективы разработки «Денгизкульской группы» месторождений по двум рассматриваемым расчетным вариантам, в которых учтены ввод простаивающих и проектных эксплуатационных скважин, позволяет сделать следующие выводы по оптимальной дальнейшей разработке группы месторождений [43, 46].

Наиболее оптимальным вариантом дальнейшей разработки является: месторождение «Денгизкуль» 2-ой вариант с эксплуатационным фондом скважин 46;

3.4.1. Анализ технико-экономической эффективности реализации проекта разработки месторождения «Денгизкуль»

Экономические расчеты выполнены на базе исходной технико-экономической информации, включающей в себя годовую добычу газа и конденсата, фонд скважин и строительство ДКС, представленные в технологической части проекта. Расчеты велись с использованием действующей цены на конденсат, а так же расчетной цены на газ. Это обусловлено тем, что действующая цена на газ не обеспечивает рентабельность проекта.

Проект разработки месторождения «Денгизкуль» предусматривает расчет двух вариантов, отличающихся сроками разработки (1 вариант — 19 лет, 2 вариант — 11 лет), суммарным объемом добычи газа (27 046,00 млн. м³ соответственно), суммарным объемом добычи конденсата (89,26 тыс. т).

Эксплуатационные расходы определялись по следующим основным направлениям: материальные затраты (материалы, топливо, энергия, услуги), заработная плата, отчисления от заработной платы на социальное страхование и амортизация основных фондов, а также эксплуатационные расходы по ДКС.

Амортизация рассчитывалась на сумму капитальных вложений в соответствии с действующими нормами на их полное восстановление. При этом не учтена стоимость основных производственных фондов месторождения [46, 47].

Расходы периода определялись по следующим основным направлениям: расходы на реализацию продукции, административные расходы и прочие операционные расходы, которые включают в себя отчисления в вышестоящую организацию, расходы на содержание объектов социальной сферы, а также налоги и отчисления в бюджет и внебюджетные фонды.

Расчеты показали, что реализация технологических решений по рассматриваемым вариантам может потребовать за весь срок разработки месторождения капитальных вложений в размере 20 252,61 млн. сум. по первому варианту и 42 576,45 млн. сум. по второму варианту, эксплуатационных расходов соответственно 31 829,64 млн. сум. и 48 230,03 млн. сум. (2003 г.)

Сравнение первого и второго вариантов по главному критерию экономической эффективности капитальных вложений — денежному потоку наличности, а также по значению внутренней нормы рентабельности и сроку окупаемости выявляет преимущество второго варианта.

Сравнение первого и второго вариантов по главному критерию экономической эффективности капитальных вложений — денежному потоку наличности, а также по значению себестоимости добычи газа и конденсата выявляет преимущество первого варианта.

3.5 Рекомендации по повышению производительности газовых скважин

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используются различные методы, которые можно подразделить на две группы:

— предупреждение ухудшения коллекторских свойств пластов;

— направленные на восстановление или ухудшение проницаемости призабойной зоны скважин.

В работе рассматривается вторая группа методов улучшения проницаемости призабойной зоны скважин. К ним относятся:

— гидравлический разрыв пласта (ГРП);

— соляно-кислотная обработка (СКО);

— сочетание ГРП и СКО;

— сочетание гелеобразующих растворов (ГОР) и СКО

— детонация в пласте или в призабойной зоне пласта взрывчатого вещества.

Все эти методы проводятся для увеличения газоотдачи многих газонасыщенных пластов, отличающихся низким значением проницаемости.

В «Денгизкульской группе» месторождений были проведены СКО, которые дали положительные результаты.

Для достижения подобного режима работы необходимо использовать агрегат, обеспечивающий возможность функционирования станка-качалки в процессе спускоподъемных операций с КГТ.

Такой агрегат устроен следующим образом (рис. 3.5.1). На раме 24 транспортной базы 1 установлена рама агрегата 25, в средней части которой размещен барабан 6 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и разматывании служит укладчик 4.

За кабиной водителя транспортной базы 1 располагается бак масляной системы 3, а рядом с ним (в транспортном положении) — кабина оператора 2. В рабочем положении последняя находится на поворотной консоли сбоку агрегата.

В кормовой части агрегата расположен эжектор 8, а под ним — герметизатор устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8 и герметизатор 14 находятся над устьем скважины 22 с устьевым оборудованием, включающим эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением 18 устьевого штока 17 и шарнир 20.

Герметизатор устья 14 снабжен криволинейным полым элементом 16 (изогнутой трубой), установленной ниже него. В низу криволинейного элемента 16 размещен дополнительный уплотнительный узел 19. Герметизатор вместе с криволинейным элементом 16 и дополнительным уплотнительным узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной планшайбой 21, установленной на устье скважины 22. Внутренняя полость криволинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 15, обеспечивающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора применяют стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения, широко используемое в станочном оборудовании. Поэтому в настоящем описании оно подробно не рассматривается.)

В рабочем положении эжектор 8 опирается на устье скважины 22, передавая на нее усилие через криволинейный элемент 16, корпус дополнительного уплотнительного узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной планшайбе 21.

Устьевой шток 17 колонны штанг, приводящих в действие скважинный насос, соединен траверсой 12 с канатной подвеской 11. Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 9 станка-качалки 10. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)

Механизм установки эжектора 8 в рабочее положение выполнен в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно соединенных с рамой 25 агрегата. Стойки 7 служат направляющими для подвижной площадки 13, на которой смонтирован эжектор 8. Перемещение площадки 13 относительно стоек 7 осуществляется гидравлическими цилиндрами (последние на рис. 3.5.1.не показаны). Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 23.

Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта агрегат оборудован насосами. Они расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.

Работа агрегата осуществляется следующим образом. После прибытия на место из транспортного положения агрегат переводят в рабочее, для чего стойки 15 поднимаются гидроподъемниками в наклонное положение, а площадка 13 устанавливается на высоте, обусловленной конкретными размерами и высотой устья 22 обслуживаемой скважины. Эжектор 8 вместе с герметизатором устья 14 и криволинейным элементом 16 с дополнительным уплотнительным узлом устанавливаются на шарнире 20 оборудования устья скважины.

Кабина машиниста 2, укрепленная на консоли, поворачивается на 90 (см. рис. III.5.1.). При этом из кабины хорошо видны и барабан 6 с укладчиком 4, и зона устья скважины с эжектором 8 и герметизатором 14 устья. В процессе работы агрегата гибкая труба 5 с барабана 6 через укладчик 4 направляется в эжектор 8 и подается им в герметизатор 14. При подъеме трубы укладчик 4 обеспечивает равномерную намотку трубы 5 на барабан 6.

Рис. 3.5.1 Схема агрегата с КГТ для проведения кислотных работ При спуске гибкая труба 5, выходящая из эжектора 8, через герметизатор 14 направляется в изогнутую трубу 16, дополнительный уплотнительный узел 19 и попадает в полость скважины 21. В процессе перемещения по изогнутой трубе 16 происходит упругое деформирование гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим подбором соотношения радиуса кривизны изогнутой трубы и радиуса гибкой трубы.

Для обеспечения упругого деформирования гибкой трубы 5 радиус ее кривизны должен удовлетворять условию

R rE/_у,

где R — радиус кривизны гибкой трубы 5 (равен радиусу кривизны изогнутой трубы 16); r — наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении; E — модуль упругости материала гибкой трубы; _у — предел упругости материала гибкой трубы.

Например, при использовании в качестве материала гибкой трубы малоуглеродистой стали радиус кривизны составляет 12 — 13 м.

Для уменьшения сил трения, возникающих при перемещении гибкой трубы внутри изогнутой трубы, ее внутренняя полость заполнена смазкой, которая подается лубрикатором 15. Истечению смазки из полости гибкой трубы препятствуют герметизатор устья 14 и дополнительное уплотнение 19.

При выходе гибкой трубы из дополнительного уплотнения 19 ее ось приобретает прямолинейную форму в силу упругих свойств материала, из которого она изготовлена. Труба 5 спускается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается прокачиванием через нее технологической жидкости, обеспечивающей промывку полости скважины и прогрев НКТ. После промывки ледяной (гидратной) пробки и прогрева колонны НКТ проводится запуск привода штангового скважинного насоса (балансирный станок-качалка 10). При этом головка балансира 9 начинает качаться и перемещать канатную подвеску 11 вместе с устьевым штоком 17. В результате штанговый скважинный насос начинает откачку пластовой жидкости, которая поднимается по внутренней полости НКТ.

В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты (рис. 3.5.2), после чего ее продавливают в пласт.

Рис. 3.5.2 Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при кислотной обработке скважин в сочетании с ГОР

Кислота: 1 — закачиваемая в КГТ, 3 — в полости скважины, 4 — продавленная в призабойную зону пласта; 2 — пакер При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды.

Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25 — 30%.

Анализ проведения СКО на месторождениях показал, что эти обработки на скважинах месторождений «Зеварды» и «Памук» более эффективны, чем на месторождении «Култак». Так на месторождении «Култак» СКО были проведены на 20-ти скважинах, из них 14 не эффективны, притом по некоторым скважинам отсутствует приемистость пласта.

В лабораторных условиях были проведены исследования с целью выявления причин не эффективности СКО на месторождении «Култак» путем определения скорости реакции соляной кислоты с керном. Результаты показали, что время полной нейтрализации 13% соляной кислоты составляет 24 часа, в то время как на других месторождениях — от 40 минут до 1 часа 40 минут. Вероятно, что данная причина является одним из факторов низкой эффективности СКО. В связи с этим были проведены лабораторные эксперименты по подбору ускорителей скорости реакции соляной кислоты с керном месторождения «Култак».

Приготовление и закачка в пласт гелеобразующих растворов при проведении промысловых экспериментов приобретает важное значение, и поиск оптимальных решений этой задачи является одной из целей эксперимента. Прежде всего необходимо выдержать оптимальные концентрации химреагентов при приготовлении больших объемов растворов, обеспечить непрерывное закачивание заданных объемов оторочек в течение заданного времени. К сожалению, до сего времени нет у нефтяников специальных передвижных технических средств для дозированной закачки агентов в необходимых (небольших) количествах. Использование обычных технических средств, специально не предназначенных для этой цели, в масштабах крупной нефтедобывающей отрасли страны приводит к огромным неоправданным затратам. Давно назрела необходимость разработки и организации массового производства специальной многоцелевой передвижной высоконадежной промысловой химической лаборатории для оперативного контроля за основными параметрами закачиваемых в скважину большого количества химических реагентов для различных целей.

Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рис. 3.5.3.

Рис. 3.5.3 Принципиальная схема обустройства опытного участка для закачки гелеобразующего состава в скважину:

1 — насосный агрегат; 2 — скважина; 3 — промежуточная емкость; 4 — автоцистерна с соляной кислотой; 5 — водовод; 6, 7 — эжекторы; 8 — автоцистерна с жидким стеклом; 9 — автоцистерна с полимером Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3. Из источника пресной воды с помощью агрегата ЦА-320 вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 м³. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе — соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м³ с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.

Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора, как уже упоминалось, имеющаяся стационарная установка предназначена для организации закачки силикатно-щелочных растворов. Порядок приготовления водного раствора гелеобразующих составов на стационарной установке следующий:

— готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;

— приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.

Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:

1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10—20 м³ гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.

2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.

3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.

4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.

Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности.

1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3—4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15—20 м³ с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.

2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.

3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15—20 м³, и скважину закрывают на 3—4 сут. для гелеобразования.

4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут. и реагирующие добывающие скважины.

5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.

На основании проведенных экспериментов предлагается провести апробацию СКО в сочетании гелеобразующих растворов на основе силикатов марки «АСС» по следующей технологии: закачивать смесь ГОРа и 13% соляную кислоту с добавлением, в качестве ускорителя реакции, метилового спирта концентрации 0,5% по обычной технологии.

III.6. Рекомендации по защите скважинного оборудования от коррозии

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших на всем земном шаре. Почти 1/3 добываемого на земле металла разрушается по причине коррозии.

Основными причинами коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрическое воздействие окружающей среды на металл. Интенсивность ее зависит от характера и структуры металла:

— от характера и состава агрессивной среды, в которой могут содержаться различные вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии;

— от температуры и давления этой среды;

— от механического воздействия на металл и т. п.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования носит смешанный характер:

— электрический;

— химический.

По основному агенту, вызывающему коррозию, различают:

— сероводородную коррозию;

— углекислотную коррозию;

— коррозию, с растворенными в воде скважин, низкомолекулярными органическими кислотами.

При одновременном присутствии этих веществ коррозия усиливается.

С целью повышения антикоррозионной защиты скважинного оборудования на месторождениях «Денгизкульской группы» необходимо [53]:

— обеспечивать качественное проведение ингибиторных обработок один раз в 2,5 месяца;

— удлинить время выдержки после окончания закачки растворов ингибитора в лифтовую колонну до 4 часов;

— на скважинах с негерметичным затрубным пространством производить ввод в затрубье раствора ингибитора (по объему — сколько примет скважина, но не более 4−4,5 м 10% объема раствора) 1 раз в полгода;

— продолжить контроль за состоянием коррозионных процессов на контрольных скважинах. По возможности на одной из скважин произвести кап. ремонт с подъемом НКТ, что позволит визуально определить состояние металла, наличие коррозионного поражения и его степень по глубине колонны.

Контроль за изменением толщины стенок наземного оборудования осуществляется прибором «Кварц-6».

Осуществлять контроль за выносом ингибитора в продукции скважин и ионов железа. Контроль производится на основе анализов жидкостных проб в лабораторных условиях.

3.7 Технологические решения по системам сбора, промысловой подготовки и транспорта газа [47, 53]

Сбор продукции скважин будет осуществляться на УППГ, в случае если давление в скважине будет ниже, чем на воде УППГ — на ДНС. Необходимо отметить, что скважину, подключенную на ДНС во избежание потерь углеводородов рекомендуется подключить к УППГ, и в дальнейшем рекомендуется подключать все скважины, у которых достаточное давление на работу через УППГ.

Подготовка газа к транспорту осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) номинальной мощностью 1,0•10⁹ m³ газа в год.

Установка предварительной подготовки газа (УППГ) «Денгизкуль» построена согласно проекту «Реконструкция УППГ „Денгизкуль“ со строительством дожимной компрессорной станции», разработанному институтом УзЛИТИнефтгаз в 2007 г., в связи с изменением технологии подготовки газа месторождения «Денгизкуль» и строительством дожимной компрессорной станции (ДКС).

Ввод ДКС в технологическую схему УППГ необходим для обеспечения условий транспортирования газа на Мубарекский газоперерабатывающий завод (МГПЗ) по межпромысловому газопроводу «Денгизкуль-МГПЗ».

Установка предварительной подготовки газа (УППГ) «Денгизкуль» предназначена для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей.

УППГ «Денгизкуль» является взрыво-пожароопасным объектом.

Производительность УППГ по газу составляет 2,927•10⁹ m³/у.

По виду обрабатываемого продукта УППГ «Денгизкуль» подразделяется на две основные системы:

— очистки газа;

— подготовки конденсата газа.

В состав УППГ входят (Рис. III.6.1.):

— сепаpатоp С-101 — 3 шт.;

— аппарат воздушного охлаждения АВО-101 — 2 шт.;

— сепаpатоp С-102 — 2 шт.

— фильтр сепаратор S 0101 — 2 шт.;

— пылеуловитель S 0103- 2 шт.;

— разделитель Р-301 — 1 шт.;

— выветриватель В-301 — 1 шт.;

— дегазатор пластовой воды Д-301 — 1 шт.;

— емкости для конденсата Е-301 — 2 шт.;

— автоматизированная система налива АСН-301.

Сернистый очищенный горючий природный газ с УППГ «Денгизкуль» направляется на ДКС «Денгизкуль». Стабильный газовый конденсат вывозится автотранспортом на нефтеналивную эстакаду (ННЭ) «Серный завод».

На УППГ «Денгизкуль» получают:

— предварительно подготовленный природный газ;

— стабильный газовый конденсат.

Предварительно подготовленный природный газ, подаваемый на ДКС «Денгизкуль» удовлетворяет требованиям стандарта КSt 5 786 726−05. В таблице III.6.1. представлен состав природного газа, подаваемого с УППГ на ДКС «Денгизкуль».

Таблица 3.6.1

Состав природного газа, подаваемого с УППГ на ДКС «Денгизкуль»

Условия отбора: Р = 5,1 МРа, t = 56^оС

Газы горючие природные по токсикологической характеристике относятся к веществам II класса опасности по ГОСТ 12.1.007, не оказывают токсического действия на организм человека, но при концентрациях, снижающих содержание кислорода в атмосфере до 15−16%, вызывают удушье. Газы горючие природные относятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Категория взрывоопасности смеси — II A по ГОСТ 30 852.11. Группа взрывоопасной смеси — T I по ГОСТ 30 852.5.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 mg/m³, в смеси с углеводородными газами 3 mg/m³ .

Стабильный газовый конденсат удовлетворяет требованиям стандарта TSt 39.0−02. В таблице 3.6.2 представлена техническая характеристика стабильного газового конденсата, направляемого на ННЭ «Серный завод».

Таблица 3.6.2

Техническая характеристика стабильного конденсата УППГ

Концентрационные пределы воспламенения сероводорода в смеси с воздухом в объемных долях: нижний — 4,3%, верхний — 45,5%, для природных газов конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044.

Конденсат, содержащий сероводород, относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.007. Пары конденсата образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Область воспламенения паров конденсата в воздухе: нижний предел — 1,4%, верхний — 8% по объему. Температура вспышки паров конденсата ниже 0^оС, температура самовоспламенения выше 380^оС.

Конденсат, содержащий сероводород, относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.007. Пары конденсата образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Область воспламенения паров конденсата в воздухе: нижний предел — 1,4%, верхний — 8% по объему. Температура вспышки паров конденсата ниже 0^оС, температура самовоспламенения выше 380^оС.

Характеристика сырья. Сырьём на установке является продукция газовых скважин месторождения «Денгизкуль». Сырьё, поступающее на УППГ, кроме газовой фазы содержит жидкость в виде пластовой воды и конденсата газа. В потоке продукции скважин содержатся также механические примеси. Сырой сернистый горючий природный газ месторождения «Денгизкуль» представляет собой многокомпонентную смесь углеводородов и незначительного количества неуглеводородных компонентов, токсичен. Газ месторождения является сероводородно-углекисло-углеводородным. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 10,20 g/m³. Физико-химические основы технологического процесса на УППГ. Основным технологическим процессом на УППГ Денгизкуль является 2х ступенчатый процесс сепарации газа. Механизм действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных смесей при изменении параметров системы.

Жидкая фаза при движении природного газа в системе «пласт-УППГ» образуется как за счет жидкости, выносимой газом с забоя газовых скважин, так и за счет перепада давления в системе. Физико-химическая характеристика товарного конденсата УППГ приведена в таблице 3.6.3.

Таблица 3.6.3

Характеристика пластового газа месторождения «Денгизкуль»

Краткое описание технологической схемы УППГ. Система автоматизации установки предназначена для контроля хода ведения процесса, для поддержания заданных параметров рабочих сред, стабильной и безаварийной работы установки, а также для контроля за основными параметрами при пуске установки и выводе ее на рабочий режим, при остановке установки, ее отогреве и продувке.

С этой целью предусмотрены приборы и системы для замера и записи давлений, температур, перепадов давлений, расходов и уровней сред в аппаратах и коммуникациях установки, для автоматического поддержания заданных параметров сред, для автоматической защиты оборудования установки от превышения заданных параметров.

Основные приборы вынесены на щит управления установкой, расположенный в операторной, часть приборов установлены по месту. Кроме того, установка снабжена АСУ ТП. Комплекс «Система АСУТП УППГ» представляет собой программный комплекс, основанный на SCADA Trace Mode 6.06 для Windows XP, обеспечивающий диспетчерское управление и информационное обслуживание. На технологической схеме установки приведенной на рисунке 3.6.1 графические обозначения выполнены по ГОСТ 21.404.

Система подготовки газа. Продукция газовых скважин месторождения «Денгизкуль» может поступать на УППГ как по шлейфам скважин через БВН-1, так и общему газовому коллектору с БВН-2,3,5, находящихся за пределом территории УППГ «Денгизкуль». Сырой сернистый природный газ с газового коллектора через электрозадвижки № 20 и № 21 поступает в общий коллектор и распределяется по технологическим ниткам. Контроль давления газа на общем коллекторе осуществляется по месту манометром РI-1 и прибором РТ-2 (преобразователь избыточного давления), установленным по месту, с дистанционной передачей показаний.

Управление электрозадвижкой № 20 предусмотрено дистанционно с операторной NS-1 и вручную НА-1 по месту.

На входе в технологические нитки предусмотрен сбросной трубопровод Ду159×6, оснащенный электрозадвижкой № 6, для сброса газа из входного коллектора при нормальном и аварийном остановах технологических ниток. Управление электрозадвижкой № 6 предусмотрено дистанционно с операторной НS-2 и вручную НА-2 по месту. Предусмотрена световая сигнализация НА-2 положений задвижки в операторной «Закрыт» или «Oткрыт» [55−57].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации изложены научно обоснованные решения по исследованию разработки, месторождения «Денгизкуль». Основные результаты исследования, практические выводы и рекомендации заключаются в следующем:

1. Опыт разработки указанных месторождений позволил выявить ряд особенностей, характерных для большинства газовых залежей группы месторождения «Денгизкуль». Огромные размеры структур, большие запасы газа предопределяют необходимость поэтапного ввода их в разработку. Естественно, это отражается на показателях эксплуатации залежей. Неравномерно отрабатываются различные участки, что ведет к нерациональным перетокам газа внутри залежи, перераспределяются пластовые давления, формирование региональной, депрессионной воронки растягивается на несколько лет. В связи с этим затрудняется эффективный контроль и управление разработкой месторождения, прогнозирование изменения геолого-технологических показателей.

2. Для выравнивания отработки запасов по разрезу применяется дифференцированная система вскрытия продуктивных горизонтов, предусматривающая перфорацию продуктивного разреза пропорционально удельным запасам газа, то есть преимущественно вскрываются верхняя и средняя части залежи, а следовательно, затрудняется отработка запасов и снижается газоотдача для нижней приконтактной зоны. При этом подавляющее большинство скважин не вскрывают газоводяной контакт, что значительно снижает эффективность контроля за обводнением залежи в процессе разработки.

3. Основой для осуществления рациональной разработки месторождения является детальное изучение особенностей геологического строения месторождения и выработка рекомендаций по оптимальному размещению эксплуатационных скважин, повышению их продуктивности, предотвращению преждевременного обводнения. В этой связи автором, в рамках работы, проведен анализ особенностей геологического строения разрабатываемых залежей месторождения «Денгизкуль».

4. Важнейшим параметром, определяющим эффективность проектных решений и последующего процесса разработки является величина начальных запасов газа. Как показал анализ оценок запасов различными методами на разных стадиях изучения газовых залежей, проблема хоть и имеется, решается оно на должном уровне.

5. На основе полученных данных предложены рекомендации по повышению производительности газовых скважин на месторождение «Денгизкуль», в частности в работе рассматривалься вторая группа методов улучшения проницаемости призабойной зоны скважин, к которым относятся:

— гидравлический разрыв пласта (ГРП);

— соляно-кислотная обработка (СКО);

— сочетание ГРП и СКО;

— сочетание гелеобразующих растворов (ГОР) и СКО

— детонация в пласте или в призабойной зоне пласта взрывчатого вещества.

6. Изучена действующая система сбора промысловой подготовки и транспорта газа, а также предлагается технологические решения по оптимизацию процесса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Каримов И. А. Мировой финансово — экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана. Ташкент: Узбекистан; 2009 г.

2. Каримов И. А. Узбекистан на пороге XXI века: угрозы безопасности, условия и гарантии прогресса. Ташкент: Узбекистан; 1997.

3. Швецов В. М., Адылов Д. М. Авторский контроль за разработкой месторождения «Уртабулак» и Денгизкульской группыместорождений и составление корректив проекта разработки Денгизкульской группы. Отчет по договору ПМ 03.01/99.99. Ташкент, фонды УзНИПИнефтегаз, 1999 г.

4. А. И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М: Недра, 1987 г.

5. Белонин М. Д., Кноринг Л. Д. Применение методов распознавания образов для оценки степени нефтегазоносности природных объектов. Геология нефти и газа, № 7,1971.-С. 9−15.

6. Берман Л. И., Омесь СП., Романовская Н. С. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье // Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. -№ 6. С.20−24.I

7. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. — 232 с.

8. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. // М: Недра, 1975. -415с.

9. Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. // М: Недра, 1968. -428с.

10. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1985. 208 с.

11. Гвоздов В. Г., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1993. -327с.

12. Геологический отчет за 2003 год. Том I / ООО «Уренгойгазпром» Новый Уренгой, 2004. -236с.

13. А. Н. Кирсанов и др. Геология и геодезия; Под ред. А. Н. Кирсанова. М.: Недра, 1996. — 362с.

14. Гриценко А. И., Дмитриевский А. Н., Ермилов О. М., Кирсанов А. Н., Зотов Г. А., Нанивский Е. М., Сулейманов Р. С. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. М.: Недра, 1992. — 368с.

15. Гриценко А. И., Седых А. Д. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения. М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.

16. О. М. Ермилов, З. С. Алиев, В. В. Чугунов и др. Эксплуатация газовых скважин.// М: Наука, 1995. 359с.

17. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации приборов и спецматериалов / В. Л. Архангельский, И. З. Авакян, Е. И. Бухленко и др. Т. 2.: М.: ВНИИОНГ, 1994. — 216 с.

18. Композит — Каталог нефтегазового оборудования и услуг компании «ГАЛФ Паблишинг компаний» 3 тома. Место изд.: Изд-во «Топливо и энергетика», 1993,1994. — 2374 с.

19. Альбом отечественного и зарубежного нефтепромыслового оборудования/ З. Г. Крец. В. Л. Кольцов, З. Г. Лукьянов, Л. А. Саруев и др. — Томск, Стрежевой 1996. — 1230 с.

20. Желтов Ю. П. Деформации горных пород.- М.: Недра, 1966. -198 с.

21. Зайдель А. Н. Ошибки измерений физических величин.- Л.: Наука, 1974.107 с.

22. Закиров И. С., Закиров Э. С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов II Газовая промышленность. М., 1997, № 7. — С.68−71.

23. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Закиров И. С., Ваганова М. Н., Спиридонов А. В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, — М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004. 520 с. I

24. Закиров С. Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважиннефтеотдача». — М.: Издательский Дом «Грааль», 2002. 314 с.

25. Коротаев ЮД, Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981. -346с.

26. Кричлоу Г. Б. Современная разработка нефтяных месторожденийпроблемы моделирования / Пер. с англ. М.: Недра, 1979. — 303с.

27. Крылов А. П., Белаш П. М., Борисов Ю. П., Бучин А. Н., Воинов В. В. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.730 с.

28. Крылов А. П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений М.: Гостоптехиздат, 1957. С. 116 139.

29. Лапердин А. Н. Расчет показателей разработки газового месторождения в период падающей добычи // Труды ЗапСибНИГНИ. Оптимизационные решения в практике разведочных работ. Тюмень, 1986. — С.73−79.

30. Лапердин А. Н., Юшков Ю. Ф., Маслов В. Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин II Труды ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Москва, 1987. — Вып.11. — С.8−12.

31. Маляренко А. В., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири II Обз. информ. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — Вып. 7. — 33 с.

32. Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1989 г.

33. Пак С. А., Жуковский Б. Л. Пересчет запасов газа и конденсата месторождения «Денгизкуль», «Сев. Денгизкуль», «Хаузак», «Шады» (по состоянию 01.01.96 г.). Отчет по договору ПО 16.02.96. Ташкент. Фонды УзНИПИнефтегаз, 1996 г.

34. Геологическая и статическая отчетность ГПУ «Мубарекгаз» за период 1973;2003 гг. Мубарек фонды НГПУ «Мубарекнефтегаз».

35. Шевцов В. М., и др. Проект разработки группы газовых месторождений «Денгизкуль», «Сев.Денгизкуль», «Хаузак», «Шады». Отчет по теме Р₅Т₅ /82.83. Ташкент, фонды УзНИПИнефтегаз, 1983 г.

36. Шевцов В. М., Адылов Д. М. Коррективы проекта разработки месторождения Денгизкуль. Отчет по договору ПМ 03.06./ 94.94. Ташкент, фонды УзНИПИнефтегаз, 1994 г.

37. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов. М., 1999.

38. Проектирование разработки нефтяных месторождений (принципы и методы) / А. П. Крылов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962.

39. Технология добычи нефти и газа / И. М. Муравьев и др. М.: Недра, 1971.

40. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983.

41. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М., Недра, 1980 г.

42. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983.

43. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.

44. Шевцов В. М., и др. Коррективы проекта разработки месторождения Денгизкуль. Отчет по договору ПМ 03.03/88.88. Ташкент, фонды УзНИПИнефтегаз, 1988 г.

45. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153−39−007−01. М., 2001 г.

46. Требин Ф. А., Макогон Ю. П., Басниев К. С. Добыча природного газа. М.: Недра, 1979.

47. Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1989.

48. НХК «OґZBEKNEFTGAZ», АК «OґZNEFTGAZQAZIBCHIQARISH», УДП «МУБАРЕКНЕФТЕГАЗ». Технологический регламент на эксплуатацию установки предварительной подготовки газа Денгизкуль. TR 5 786 726 — 2010 г.

49. Reid R.C., Prausnitz J. M. & Polling В. E. The Properties of Gases and Liquids McGraw-Hill, 1987.

50. Schedule User’s Guide. Schlumberger, 2001.

51. Whitson С. H. Generalised Pseudopressure Well Treatment in Reservoir Simulation IBC Conference on Optimisation of Gas Condensate Fields (Aberdeen), June 1997,-C. 126 -132.

52. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 2. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -С. 50−54.

53. Чернышева Т. Л., Тимашев Г. В., Мищенко А. Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1987.-Вып. 1.-43 с.

54. Нормативы стоимости строительства и эксплуатации газопроводов и сооружений на них. Киев, ВНИПИ-трансгаз, 1986 г.

55. ungd. uz — Акционерная компания «Узнефтегаздобыча»

56. liting. uz — ОАО «УзЛИТИнефтегаз»

57. oilgas. uz — Узбекская Международная выставка «НЕФТЬ и ГАЗ УЗБЕКИСТАНА — OGU»