Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 [ 143 ] 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

лет. При капитальном ремонте нижний газоотдающий интервал был засыпан, после чего начался ее рост. Обратная картина после проведения капитального ремонта и освоения нижележащего продуктивного интервала наблюдалась на СКВ. 417.

Из всего сказанного выше следует, что практика вскрытия толщи продуктивных отложений с неоднородными пропластками (по типу месторождения Медвежьего) единым фильтром не оправдывает себя, так как не всегда удается при этом освоить нижележащие пропластки. Это приводит к неоправданным капитальным ремонтам и снижает коэффициент готовности всего фонда скважин.

Обоснование конструкции лифтовых подъемников

Для обоснования диаметра лифтовых труб дополнительного эксплуатационного фонда анализировались потери давления в НКТ различного диаметра в зависимости от дебита и скорости газового потока на забоях, а также фактические геолого-промысловые данные по эксплуатации скважин на Уренгойском, Ямбургском и Вынгапуровском месторождениях. Анализ и обобщение имеющихся материалов позволили установить определенные закономерности между величиной рабочих дебитов и диаметров лифтовых труб. В частности, для диапазона дебитов 800-1000 тыс. MVcyr и выше технологически оправдан диаметр НКТ 168 мм, который использован в конструкциях скважин Ямбургского, Уренгойской площади Уренгойского месторождений и в скважинах основного фонда Медвежьего месторождения. При дебитах 750 - 800 тыс. MVcyr диаметр лифтовой колонны уменьшается до 114 мм. Такие конструкции скважин применяются на Вынгапуровском и Северо-Уренгойском месторождениях.

Учитывая невысокие дебиты скважин дополнительного фонда и активное внедрение пластовых вод в процессе разработки, одним из основных критериев при обосновании диаметра лифтовой колонны, кроме затрат пластовой энергии, считают скорость газового потока на забоях, необходимую для выноса скапливающейся жидкости.

Наибольшие скорости газового потока соответствуют лифтовой колонне диаметром 114 мм. Такая конструкция лифтового подъемника заложена в проекте на бурение, по которому велось добуривание Медвежьего месторождения.

Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин

Основными факторами, осложняющими работу эксплуатационных скважин, являются:

1) возможность гидратообразования из-за сравнительно невысоких устьевых температур:

2) водопескопроявления как следствие внедрения в продуктивные отложения пластовых вод, снижающих прочностные свойства коллектора. Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения, поскольку текущий температурный запас в 10,7 "С (УКПГ-9) -17 °С (УКПГ-2, 6) относительно равновесных температур гидратообразования обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин. Тем не менее его полностью исключать не следует, особенно при вводе скважин

дополнительного фонда и скважин, выходящих из ремонта на технологический режим. Расчеты показывают, что в этом случае первые 1 - 3 часа эксплуатации устьевые температуры не обеспечат безгидратные режимы работы. Данное обстоятельство обусловливает необходимость использования антигидратного ингибитора. Предотвращение пескопроявления обеспечивается соответствующим технологическим режимом, устанавливаемым путем регулярного проведения специальных газодинамических исследований комплексами "Надым-1" и "Надым-2". При этом следует иметь в виду, что во времени технологический режим будет изменяться в сторону снижения дебита и депрессии на пласт. Последнее обусловлено зависимостью между предельной депрессией и величиной текущей обводненности, показывающей закономерное их уменьшение с ростом объемов внедряющейся пластовой воды. В случае невозможности регулирования технологического режима рекомендуется использовать фильтры, в частности стеклопластиковые, опыт применения которых имеется уже в настоящее время.

Наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости являются периодические продувки. Однако этот путь ведет к неоправданным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна. Поэтому более рациональным представляется использование для этих целей ПАВ различных модификаций.

Существенную долю (23 %) в общем балансе действующего фонда в настоящее время составляют самозадавливающиеся скважины (потенциальные претенденты на капитальный ремонт).

Анализ геолого-промысловой информации показывает, что основными видами ремонтов этой категории скважин являются:

1) дострелы в газовой среде (14 скважин);

2) очистка забоев от жидкостных и песчаных пробок в тех случаях, когда они перекрывают в зоне фильтра высокогазонасыщенные песчаные пласты (12 скважин);

3) сложные капитальные ремонты в скважинах с низким качеством цементирования обсадных колонн. Простая очистка забоев здесь не гарантирует долговременную эксплуатацию скважин с повышенными дебитами. Для исключения перетоков жидкости по некачественному цементному кольцу в таких скважинах необходимо устанавливать цементные экраны выше отметки текущего ГВК. Всего таких скважин 11.

Применяемая в настоящее время периодическая продувка самозадавли-вающихся скважин эффективна только при наличии конденсационной жидкости на забоях и качественного цементирования эксплуатационных колонн. В противном случае интенсивные продувки могут иметь негативные последствия, в частности подтягивание по некачественному цементному камню конуса подошвенных вод и отсечение продуктивных пластов в зоне фильтра.

Для обеспечения надежной работы эксплуатационного фонда в период доразработки месторождения при планировании капитальных ремонтов рекомендуется предусмотреть предотвращение пескопроявлений путем установки песчано-гравийных фильтров (например, конструкции ВНИИГАЗа) для борьбы с водопроявлениями изоляции источников водопритоков; создание условий для эффективного подъема жидкости до устья с минимальными потерями давлений, обеспечение режима эксплуатации с минимально допустимым количеством извлекаемой воды.

При этом возможны следующие технические решения: применение ПАВ различных модификаций; замена лифтовых труб (переход на меньший диаметр) или применение хвостовиков меньшего диаметра; оснащение скважин устьевым оборудованием для периодического удаления скапливающейся на забое жидкости; применение плунжерных лифтов.

4.1.6

Рекомендации по системе внутрипромыслового сбора, подготовке и компримированию газа

Внутрипромысловый сбор и компримирование газа

Сбор газа от кустов эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении осуществляют по лучевой схеме с подключением нескольких скважин к одному шлейфу. Данная схема обладает достаточной эксплуатационной надежностью и рекомендуется для дальнейшего использования. Для скважин дополнительного фонда допустима индивидуальная система сбора. Во всех рассматриваемых вариантах с учетом геокриологических и ландшафтных условий шлейфы сооружаются двумя способами - надземным и подземным. На вечномерзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеи на глубину 0,8 м, на участках с просадочными грунтами, уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды применим подземный способ прокладки. Термодинамические режимы работы индивидуальных шлейфов, как показывают расчеты, будут достаточно жесткими и зависящими от протяженности и диаметра шлейфа, массы транспортируемого газа.

По гидравлическим параметрам оптимальным является диаметр 219 мм, при котором потери давления находятся в пределах 0,1-0,4 МПа, а температурные режимы обеспечивают безгидратный транспорт до 7 км и более. В то же время при увеличении диаметра до 325 мм в период до 1995 - 2000 гг. режим работы соответствует гидратному. Для предотвращения гидратообразования потребуется ежесуточная подача в каждый шлейф 0,5 - 0,75 т метанола. Схема производства метанола приведена на рис. 4.9.

Компримирование газа на всех УКПГ Медвежьего месторождения осуществляется ДКС первой очереди, оснащенных компрессорными агрегатами ГТН-6, за исключением ДКС-9, где установлены агрегаты ГПА-Ц-16. В 1993 г. введен в эксплуатацию первый цех ЦДКС с 10 агрегатами ГПА-Ц-16, который принял на себя функцию второй очереди.

Для дальнейшей разработки месторождения как по первому, так и по второму варианту с 1996 г. был рекомендован второй цех ЦДКС с аналогичным набором технологического оборудования. Параметры работы ЦДКС показывают, что в этом случае суммарные мощности двух цехов ЦДКС и ДКС первой очереди достаточны для компримирования всего объема добываемого газа до конца расчетного срока эксплуатации. Тем не менее на ряде ДКС в период с 1998 по 2001 г. рекомендовано провести