Отчет по практике в ООО “ВНИИГАЗ”

Cодержание

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….….2

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………3

  1.1 Стратиграфическая характеристика месторождения……………………...3

  1.2.  Тектоника…………………………………………………………..……….5

  1.3.  Газоносность ……………………………………………………………...8

2.СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО  ГКМ……………...………9

3.КОНТРУКЦИЯ ДОБЫВАЮЩИЕЙ  СКВАЖИНЫ ЯГКМ…………………14

  3.1. Конструкция скважин……………………………………………………..14

  3.2. Обвязка типовой скважины……………………………………………….16

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА УКПГ-3В………………………………………………………………………...18

   4.1 Добыча газа …..……………………………………………………………21

   4.2 Система добычи и подготовки газа….…………………………………...24

   4.3 Очистка газа и компримирование………………………………………..27

  4.4 Осушка газа и охлаждение………………………………………………..30

  ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………….………………..32

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

На протяжении последних 20-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых  и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90 % доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе.

Свою вторую производственную практику я проходил на установке комплексной подготовки газа УКПГ-3В, входящей в состав установок сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения. УКПГ-3В расположена в северной части Ямбургского месторождения на территории Тазовского района.

УКПГ-3В предназначена для приема собранного природного газа, поступающего по газовым коллекторам (газопроводам-шлейфам) от кустов газовых скважин и установки предварительной подготовки газа Анерьяхинской площади (УППГ 4А), его очистки от мехпримесей, капельной жидкости и последующей осушке от влаги, с целью предотвращения гидратообразования в магистральных газопроводах при дальнейшем транспорте.

Генеральным проектировщиком  установки является ОАО "Южниигипрогаз", проект разработки месторождения выполнен ООО “ВНИИГАЗ”. Эксплуатацию установки  осуществляет ООО "Газпром Добыча Ямбург".

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЯМБУРГ-СКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

1.1 Стратиграфическая характеристика месторождения

 

В геологическом строении Ямбургского  месторождения принимают участие  песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса толщиной порядка 6-7км, несогласно залегающие на породах кристаллического фундамента палеозойского возраста. Породы осадочного чехла вскрыты на Ямбургской площади на максимальную глубину 4515м скважиной 500.

Палеозойский фундамент

Отложения палеозойского фундамента вскрыты единичными скважинами на соседних площадях: Уренгойской, Надымской и  др. Они представлены кремнисто-глинистыми,   песчаными   метаморфизованными   интенсивно дислоцированными породами.

Триасовая система

Отложения триасовой  системы состоят из эффузивно-осадочного               и осадочного (в Уренгойском районе) комплексов пород.

Эффузивно-осадочный  комплекс представлен покровами, базальтов        с корой выветривания в подошве, аргиллитами, алевролитами, туфогенными породами с отпечатками растений в верхней части разреза.

Вышележащий осадочный комплекс подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую и витюнинскую  свиты, сложенные конгломератами, песчаниками  и аргиллитами.

Общая толщина триасовых  отложений  на Ямбурге по данным сейсмических исследований составляет от 2,0км в своде структуры до 4,0км на ее восточном погружении.

Юрская система

Отложения юрской системы  представлены терригенными породами: глинами (аргиллитами), песчаниками, алевролитами с маломощными прослоями известняков и множеством пропластков и пластов углей                      и битуминозных глин. Они подразделяются на шесть свит: береговую, толщиной порядка 600 м; ягельную толщиной до 150 м; котухинскую толщиной около 500 м; тюменскую толщиной 580-620 м; абалакскую толщиной 30-50 м; баженовскую толщиной 75 м.

В кровле тюменской свиты выделяется песчано-алевролитовый регионально  нефтегазоносный пласт Ю₂, залегающий на Ямбурге в скв. 500  на глубине 3754 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами.

Нижнемеловые   отложения   подразделяются   на   сортымскую, тангиловскую и покурскую (нижняя часть) свиты.

Сортымская свита сложена преимущественно   аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, часто карбонатными. В основании свиты залегает ачимовская толща, представленная чередованием алевролитовых и глинистых пород. В верхней части свиты присутствуют пласты песчаников БУ₁₀, БУ₁₁         и БУ₁₂. Общая толщина свиты 450-550 м.

Тангаловская свита, толщина  которой достигает 1150-1310 м, подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ₉-БУ₈⁰); средняя - чередованием глин и пачек песчано-алевролитовых пород, которые выделяются под индексами БУ₇-БУ_1-2; верхняя- аргиллитами, алевролитами и песчаными пластами, индексируемыми от АУ₁₁ до АУ₁₄.

Покурская свита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов           и глин с пропластками и линзами  углей. Общая толщина свиты составляет  826-987 м. Следует отметить, что по   возрасту  к    отложениям нижнего мела относятся лишь нижняя и средняя части разреза свиты, а верхняя - имеет верхнемеловой (сеноманский) возраст.

Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (верхняя часть), кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. Они представлены главным образом глинами, за исключением верхней части покурской свиты (сеноманской толщи), сложенной мелкозернистыми песчаниками, песками, алевролитами, глинистыми алевролитами с маломощными прослоями глин     и известняков. К кровле покурской свиты приурочена основная по запасам сеноманская газовая залежь. Общая толщина верхнемеловых отложений порядка 500-625 м.

Палеогеновая система

В отложениях палеогеновой системы  выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская и люлинворская свиты. Разрез сложен глинами             с прослоями песков и алевролитов, песками с прослоями алевритовых глин, опоковидными глинами с линзами алевролитов. Общая толщина палеогеновых отложений составляет 450-500 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности  палеогена, представлены песками с  включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, пластами торфа  в верхней части. Толщина четвертичных отложений составляет 60-145 м.

 

1.2.  Тектоника

 

Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение  находится в северной зоне Западно-Сибирской  впадины, в пределах Медвежье-Ямбургского  мегавала. Месторождение приурочено к крупному Ямбургскому поднятию, расположенному в северной части мегавала. С юга    к нему примыкают осложняющие мегавал Харвутинское, Ныдинское                 и Медвежье поднятия.

Высокоамплитудное куполовидное Ямбургское поднятие на юге через  неглубокий прогиб соединяется с  Харвутинским поднятием. Эти поднятия объединены общим контуром газоносности сеноманской залежи                       и представляют собой как бы единую валообразную структуру, вытянутую     в северо-восточном направлении. Длина этой структуры составляет около 175 км, а ширина - 25-50 км. Высота поднятия более 220 м.

Ямбургское поднятие резко выражено, занимает гипсометрически приподнятое  положение и его сводовая часть  располагается на 140 м выше    по сравнению со сводом Южно-Харвутинской структуры.

Собственно Ямбургское куполовидное поднятие по данным бурения простирается в северо-северо-восточном направлении и имеет ассиметричное строение. На крутом западном крыле углы падения кровли сеномана достигают 1°15', на восточном- не превышает 30-40'. Северная периклиналь структуры резко вытянута, очень пологая по сравнению южной и вероятно имеет сложное строение.

Северо-восточную часть Ямбургского  поднятия осложняет крупный структурный  нос, вытянутый в сторону Находкинского  и Юрохаровского месторождений. В связи с этим на структурных  картах по нижнемеловым отложениям ось сводовой части поднятия ориентирована в широтном направлении. В пределах структурного носа наблюдается несколько мелких куполовидных структур.

По кровле продуктивной толщи сеномана размеры собственно Ямбуркского поднятия составляют 85х50 км и высота - более 220 м.   

Структурная карта по кровле продуктивного плата представлена на рисунке 1.2

Рисунок 1.2 – Структурная карта по кровле продуктивного пласта

 

1.3.  Газоносность

 

Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоносного района Надым - Пурской нефтегазоносной области. В разрезе месторождения выделяются две мощные продуктивные толщи. Одна из них приурочена к отложениям неокома тангаловской свиты,

вторая - к отложениям сеномана покурской свиты.

Продуктивная толща тангаловской свиты неокома представлена переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых  пластов с углистыми остатками  и  пропластками    углей.  Толщина   ее   примерно     составляет  550-650 м. В продуктивной толще установлено 15 продуктивных горизонтов от БУ₃   до БУ_{3 .}

Продуктивные горизонты  в отдельных частях разреза представляют собой крупные (толщиной 30-35 м) песчано-алевролитовые  пачки (горизонт БУз¹),  в большинстве случаев они состоят из нескольких изолированных или полуизолированных песчано-алевролитовых пластов толщиной 0,4-24 м. Одни из них имеют линзовидное строение, другие - выклиниваются в сводовой части или на склонах поднятия и лишь отдельные пласты прослеживаются в пределах всего месторождения. В связи с разобщенностью песчано-алевролитовых горизонтов, а также пластов-коллекторов одного и того же горизонта ГВК в них находятся на разных гипсометрических уровнях. Продуктивные горизонты характеризуются  сравнительно   низкими   фильтрационно-емкостными свойствами. Преобладают коллекторы V и IV классов и в редких случаях встречаются коллекторы III класса.

Дебиты газа изменяются от 16 до 820 тыс. м³/сут. В неокомской   продуктивной  толще присутствуют   залежи преимущественно литологически экранированные и линзовидные, реже пластового оводового типа. Залежи газа расположены в интервале глубине  от 2500 до 3350 м. Среди выявленных залежей наиболее крупная (БУ₈3) имеет размеры 31х41 км, а высоту - около 327 м.

К сеноманской продуктивной толще приурочены основные запасы газа месторождения. Она представлена континентальными песчано-алевролитовыми, часто слабосцементированными породами с подчиненными прослоями глин и пропластками углей. Песчаники и алевролиты характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Значительное место в разрезе продуктивных отложений занимают коллекторы I, II, и III классов, что определяет высокую продуктивность скважин. Рабочие дебиты разведочных скважин достигают 780 тыс. м³ сут., а в эксплуатационных скважинах они колеблются от 400 до 2000 тыс. м³ сут., при оптимально-допустимых депрессиях до 0,6 МПа.

Газовая залежь в сеномане относится  к массивному типу. Газоводяной контакт  ее находится на отметках - 1158,4-1176 м  и имеет наклон в северовосточном направлении.

Залежь вскрыта в интервале  глубин 997,6-1210,0м, ее размеры составляют 85х45 км, а высота более 220 м.

 

2.СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО ГКМ

       

 По состоянию на 1.01.2004 г. на Ямбургском месторождении работали  
9 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 861 единицу.

Суммарный отбор газа в 2003 году составил 144,66 млрд.м³, с начала разработки отобрано 2383,455 млрд.м³ или 41,76 % от начальных утвержденных запасов.. Начальные и текущие запасы представлены в таблице 2.1

                                Таблица 2.1- Начальные и текущие запасы

Месторождение, площадь	Начальные запасы С1, млрд.м3	Отбор газа 1.01.2004	Текущие запасы газа, млрд.м3	Отбор от запасов, (%)
Ямбургское	5708.18	2383.46	3324.73	41.76

 

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу, т.к. основная центральная часть залежи, в которой сосредоточены основные запасы (зоны УКПГ-1,2,3,5,6), выработана на 50% и более. Принимая во внимание недостаточную равномерность отборов по площади, в коррективах проекта разработки (ВНИИГаз, 1997г.) было предусмотрено добуривание северных частей месторождения (зоны УКПГ-3В,7) 47-ю скважинами, ускоренный ввод в разработку Анерьяхинского участка, а также дальнейшее разбуривание и ввод в разработку новых скважин Харвутинского участка. Это позволило бы скомпенсировать падение добычи по основной части залежи и сохранить уровень суммарных отборов с Ямбургского месторождения в пределах 145-156 млрд.м³/год, обеспечить более плавное снижение уровней отборов в будущем Процесс несоответствия проектных и фактических отборов газа, а также связанных с ними других технологических показателей будет, скорее всего, в будущем углубляться по мере отставания сроков ввода мощностей и, прежде всего, вторых очередей ДКС. Такое положение с отставанием сроков ввода мощностей отмечается в течение всей истории месторождения. В конечном итоге это привело к целому ряду негативных последствий. Необходимо отметить, что несоответствие фактических показателей проектным (годовые суммарные отборы, средние дебиты на одну скважину, устьевые и пластовые давления) по годам разработки и связано в основном с отставанием сроков ввода производственных мощностей. Так например, поздний ввод УКПГ-3В,7 привел в итоге к повышенным (до 6% и более в год от начальных запасов) отборам по зонам других УКПГ. В итоге, уровень годовых отборов в 185 млрд.м³ оказался недоступным (максимум отборов достигнут в 1994 году и составил 174 млрд.м³). Неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, неравномерный подъем ГВК и, как следствие, разрушение призабойных зон, вертикальное конусное подтягивание пластовой воды в зонах «литологических окон», присутствие пластовой воды и мех. примесей в продукции ряда скважин привели к необходимости внесения корректив в проект разработки (1997г.), пересмотру технологических показателей разработки. В результате в 1998-1999 годах несоответствие целого ряда показателей проектным становится менее заметным. В 2003 году суммарный годовой отбор из сеноманской залежи составил 101% от проектного. По зонам УКПГ годовые отборы нигде не соответствовали проектным и составили от 90,7% до 121,9% от проекта. По УКПГ-1,6,7 они ниже проектных; по УКПГ-2,4,5 – выше проектных, на УКПГ-3 и 8 близки к проектному. Такое перераспределение добычи между УКПГ связано, прежде всего, с фактическим состоянием фонда скважин и отставанием от сроков ввода ДКС, с количеством бездействующих скважин на каждом УКПГ, числом скважин, работающих с различными осложнениями.    Наибольшие значения падения пластового давления  на 1 млрд.м³ добытого газа по зонам УКПГ показывает, что наибольшие величины этого параметра на УКПГ-3В,7,8, введенных в разработку с опозданием, связаны прежде всего с интенсивными перетоками газа из этих зон в центральные зоны месторождения.