Отчет по практике в ООО “ВНИИГАЗ”

          Совершенно очевидно, что локальные  «прорывы» ГВК связаны с литологическими  особенностями строения продуктивной  части разреза, соотношением песчаной  и глинистой его составляющими,  удельным весом пород-суперколлекторов в разрезе. В меньшей степени подъем ГВК связан с величиной отборов по кустам и положением куста на площади (например с высотой залежи).  В целом можно говорить о том, что в центральных зонах УКПГ-1,2,3,5 доля пород–суперколлекторов колеблется от 40 до 50%.       Периферийные зоны УКПГ-3В,7,8, средняя высота залежи которых составляет 57-80 метров, характеризуется увеличением доли глин и заглинизированных коллекторов. Имеющаяся информация о строении разреза на каждом отдельном кусте (от начального ГВК до кровли сеномана) и особенность разреза, уже пройденного ГВК, позволяет прогнозировать его движение в будущем, регулировать технологическими режимами темп его подъема. Наиболее выраженный подъем ГВК от 30 метров и больше отмечается на следующих кустах: №№ 104(32м.), 114(45,2м.), 602(38,0м.), 605(30,4м.), 611(32,3м.), 705(36,4м.), 707(29,8м.). Наиболее интенсивный подъем по годам разработки (выше 3-х метров в год) отмечается на следующих кустах: №№ 114, 302, 404, 412, 413, 416, 418, 511, 602, 605, 608, 615, 705, 707, 709, 710, 713, 716, 801.      Наиболее интенсивным подъемом ГВК в зависимости от отборов характеризуются кусты:   №№   403(3,3 м./млрд.м³),   404(3,3 м./млрд.м³),  412(5,5 м./млрд.м³),  413(5,5 м./млрд.м³), 416(17,7 м./млрд.м³), 418(6,2 м./млрд.м³), 705(3,1 м./млрд.м³), 707(4,1 м./млрд.м³), 710(4,2 м./млрд.м³), 716(5,3 м./млрд.м³), 801(8,7 м./млрд.м³), 802(5,8 м./млрд.м³), 803(4,1 м./млрд.м³).

          Причем  на ряде из этих кустов коллекторские  свойства разреза выше текущего  ГВК лучше, чем у пород, которые ГВК уже прошел и поэтому можно прогнозировать более интенсивный его подъем  в дальнейшем. Кроме того, анализ данных по подъему ГВК позволяет сделать вывод о том, что прогноз дальнейшего его подъема на каждом УКПГ имеет свои особенности. Так, например, если в центральных зонах подъем практически не зависит от отборов, а в большей степени связан с литологией слагающих пород, то на периферии (УКПГ-3В,7,8) можно отметить его хорошую связь с интенсивными отборами по кустам. При этом подъем происходит не всегда плавно, (вертикальные прорывы могут достигать 5-10 метров в год) а чаще всего дискретно, и этот процесс в последние 2-3 года усложняет процесс эксплуатации скважин. Следствием такого движения ГВК является активное проявление пластовой воды в продукции многих скважин. Объем добываемой воды на УКПГ особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов, идет интенсивное разрушение призабойных зон скважин, разрушение устьевых обвязок, наблюдаются повышенные выносы мехпримесей, в шлейфах кустов образовываются жидкостные пробки, идет перерасход метанола, значительные температурные потери ведут к гидратным режимам работы шлейфов. Подавляющее большинство простоев скважин связано с процессами обводнения и разрушения призабойных зон. В настоящее время на месторождении по всему фонду скважин в летнее время, не реже одного раза в два года, проводятся специальные исследования на предмет выноса воды и механических примесей, отбираются пробы жидкости, геофизическими методами на проблемных скважинах определяется профиль и характер притока газа, анализируются технологические режимы работы скважин, проводятся водоизоляционные работы при капитальных ремонтах скважин.

           Пластовые  водопроявления на Ямбургском  месторождении имеют три особенности. Есть скважины, в которых текущий ГВК поднялся до нижних перфорационных отверстий и объем добываемой воды при таком прямом поступлении в скважину зависит лишь от того какова доля нижних проперфорированных интервалов, находящихся под ГВК, в общем дебите скважин (например скважины кустов №№ 114, 419, 605, 611, 705).    Большинство пластовых водопроявлений связано с некачественными цементажами эксплуатационных колонн. В одних случаях, это те скважины, которые вскрыли начальный ГВК с целью контроля за его положением (на 26 кустах положение ГВК на сегодняшний день вообще не отслеживается). В других случаях, это те скважины, в которых текущий ГВК поднялся до геологических забоев скважин, в ряде случаев – до искусственных забоев. При этом пластовая вода поступает в нижние перфорационные отверстия через заколонное пространство, а ее объем целиком зависит от состояния цементного камня за эксплуатационной колонной, степени разрушения призабойной зоны и в какой-то степени может регулироваться технологическими режимами работы конкретной скважины, т.к. зависит от задаваемой депрессии. Многие пластовые водопроявления зачастую здесь определяются неоднозначно, т.к. даже прямые геофизические методы иногда определяют такую незначительность водопритока, которая не сказывается на работе скважины. Третья особенность пластовых водопроявлений также связана с некачественным цементом за эксплуатационной колонной, но в данном случае текущий ГВК может находится значительно ниже геологического забоя скважины, а пластовое водопроявление связано с тем, что в скважине может быть вскрыта верхняя часть мощной толщи (до20-25 метров) суперколлектора., и в том случае, когда идет интенсивная отработка данного объекта, пластовая вода может поступать по литологическому окну вертикально конусом (скважины кустов      №№ 707, 712, 717).

          В связи  с вышеизложенным особое значение  приобретает правильное регулирование  оптимальных отборов по кустам  в технологических режимах, качественное  проведение капитальных ремонтов  скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин во избежание остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, с ожидаемыми пластовыми водопроявлениями (в свете прогноза подъема ГВК, возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», наличия некачественного цементажа), но не подтвержденными на сегодняшний день.

3.КОНТРУКЦИЯ ДОБЫВАЮЩИЕЙ СКВАЖИНЫ ЯГКМ

3.1. Конструкция скважин

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах  ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; вскрытие продуктивного пласта по заданному способу; минимум затрат на строительство скважины.

С целью сокращения капитальных  затрат на разбуривание и обустройство Ямбургского газоконденсатного  месторождения, повышения эффективности его разработки основным принимается кустовой наклонно-направленный способ строительства скважин, в том числе с горизонтальным окончанием. Расстояние между устьями скважин принимается равным 40м.

В соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также на основании имеющегося опыта строительства скважин на месторождении Севера Тюменской области вся толща мерзлых пород, включая мощность нулевой изотермы, перекрывается кондуктором. С учетом этих требований глубина спуска 324 мм кондуктора составляет 500 – 550 м. Одним из основных требований при выборе глубины спуска кондуктора – установка башмака колонны в плотные глины.

Наиболее эффективным  и экономически выгодным является пяти-интервальный профиль скважины, включающий в себя: вертикальный участок, первый набор кривизны, тангенсальный интервал, второй набор кривизны и горизонтальный интервал. С учетом наличия ММП набор угла наклона ствола скважины необходимо осуществлять из под башмака кондуктора.

Для предотвращения интенсивного желообразования предусматривается спуск 245 мм технической колонны с установкой башмака в кровле газоносного горизонта и последующим цементированием до устья скважины. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается до забоя с установкой фильтра в продуктивном пласте.

Интервал набора кривизны рекомендуется обсаживать как можно  скорее. Исходя из геокриологических  свойств мерзлых пород, в интервале  их залегания обсадные колонны должны комплектовать высокопрочными трубами, предотвращающими смятие крепи давлением обратного промерзания. Толщина стенки и группа прочности стали труб обсадных колонн, спускаемых в ММП, должна выбираться в соответствии                         с РД1000158758-160-94 «Методика определения прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП» (ТюменьНИИГГ).

3.2. Обвязка  типовой скважины

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

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

 В комплект устьевого  оборудования входят колонная  головка ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ, которая включает в себя трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Рисунок 3.1 – Схема конструкции скважины №4231 ЯГКМ.

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

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

   
Рисунок 3.2 – Схема фонтанной арматуры сеноманских скважин ЯГКМ.

1 – буферный фланец под манометр; 2 – буферная задвижка; 3 – контрольная струнная задвижка; 4 – рабочая струнная задвижка; 5 – угловой штуцер; 6 – надкоренная задвижка; 7 – фланцевое соединение; 8 – каренная задвижка; 9 – трубная головка; 10 – контрольная затрубная задвижка; 11 – рабочая затрубная задвижка; 12 – колонная задвижка; 13 – кран высокого давления; 14 – затрубная задвижка; 15 – межколонная задвижка.   

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

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, гликолевую осушку, охлаждение газа, регенерацию  ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные промысловые коллектора к головной КС (КС Ямбургская) системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима, плановых объемов  подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-3В в 2000 г. введена в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) с производительностью, равной производительности УКПГ, с размещением по технологической схеме перед установкой осушки газа, а в 2004 г. – выполнено подключение газопровода от УППГ Анерьяхинской площади.

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин зоны УКПГ-3В по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ЗПА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение скомпримированного газа. После ДКС газ поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа на УКПГ осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим  охлаждением до температуры минус 2°С. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн.м³/сут. каждая. Восстановление осушителя – на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м³/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2°С осуществляется с помощью АВО газа (зимний режим) и турбодетандерных агрегатов БТДА 10-13 с СПЧ АДКГ.7 производительностью 10 млн.м³/сут. (летний режим работы).

В 4 квартале 2004 г. введена  в эксплуатацию установка предварительной  подготовки газа (УППГ) на Анерьяхинской  площади ЯНГКМ, которая предназначена  для сбора пластовой смеси  от кустов скважин и предварительной сепарации ее с целью обеспечения внутрипромыслового транспорта по подземным газопроводам до площадки УКПГ-3В.

Подготовка к транспорту газа Анерьяхинской площади (осушка, компримирование и охлаждение) производится с использованием существующего  оборудования УКПГ-3В и ДКС-4.

Отсепарированный газ  от Анерьяхинской площади на территории УКПГ-3В поступает в узел подключения газопроводов от УППГ, затем направляется на очистку. Для очистки этого потока газа предусмотрено использование четырех сепараторов С-1 существующей установки очистки газа, входящей в состав объектов первой очереди ДКС-4.

В соответствии с параметрами, поток газа от Анерьяхинской площади  после очистки направляется:

• в 2006...2010 гг. - на установку осушки газа (вместе с потоком газа из зоны УКПГ-3В);
• после 2010 г. - на вторую ступень компримирования ДКС, затем на установку осушки газа (вместе с потоком газа из зоны УКПГ-3В);

В настоящее время  производительность ДКС не соответствует  производительности УКПГ и составляет 10,3…6,8 млрд. м³/год на период с 2009 по 2013 гг. Входное давление в эти годы снижается и составляет 1,0…0,5 МПа. Производительность УКПГ в этот период за счет поступления газа от Анерьяхи составляет 21…18,3  млрд. м³/год.

Технологической схемой ДКС предусматривается компримирование газа до давления, необходимого для обеспечения технологического режима осушки и охлаждения осушенного газа в зимний период – в АВО, в летний период – в ТДА и АВО, поддержания проектных отборов газа, а также необходимого давления перед КС Ямбургская.

4.1 Добыча газа

Действующий фонд скважин в зоне УКПГ-3В по состоянию на 01.01.2009 г. составляет 95 эксплуатационных, 5 наблюдательных и 2 поглощающие скважины. Скважины сгруппированы в кусты (24 шт.), в каждом кусте по 3...6 скважин.