Курсовая работа (т): Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)

Содержание коллекторов в газо-насыщенной части разреза колеблется от 17 % до 90 %, а в среднем по залежи 70 %.

По результатам разведочного и эксплуатационного бурения было установлено сокращение содержания коллекторов в прогибах между отдельными поднятиями и в зонах микро прогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газоносные толщины составили 30 - 50 м вместо ожидаемых 70 м.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. Из-за наличия в разрезе продуктивной толщи мощных глинистых пропластков плоскость ГВК является не сплошной. Четкость установления ГВК зависит от литологического состава пород в зоне контакта (см. рисунок 3). Поверхность ГВК отбита на абсолютной глубине от 1127,6 до 1141,6 м и постепенно погружается с юга на север. В пределах Медвежьего вала ГВК наклонен в основном в пределах от 1127,6 до 1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от 1136,6 до 1141,4 м. Высота залежи в пределах южного, среднего и северного куполов Медвежьего равна 155 и 122 м, а Ныдинского поднятия - 125 м. Залежь имеет следующие размеры: длина - 120 км, ширина до 25 км, площадь газоносности - 2001,4 км². Покрышкой залежи являются турондетские глинистые отложения толщиной 390 - 560 м³.

1.5    
Гидрогеологическая характеристика

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен слабосцементированными песчано-алевролито-глинистыми породами. Дебиты воды колеблются от 21,4 до 214 м³/сут. при динамических уровнях 98,1- 606 м. Минерализация вод 18 - 21 г/л, хлоридно-кальциевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются натрий с калием (264,8 - 341,5 мг/экв или 6102 - 7834 мг/л), хлор (9929 - 12762 мг/л), кальций (115,8 - 758 мг/л), магний (44 - 249 мг/л). Содержание аммония, не превышает 45 мг/л, азота - 0,54 - 2,7 %, углекислого газа - 0,22 - 2,43 %.

Газонасыщенность не превышает 1,9 г/л. Содержание йода составляет 14,4 - 29,9 мг/л, брома - 36 - 69 мг/л. Содержание тяжелых гомологов не превышает 0,2 %, содержание азота колеблется от 0,54 % до 2,7 %, углекислого газа - от 0,22 % до 2,43 %.

Толщина сеноманского водоносного горизонта изменяется от 248 - 290 м, в среднем составляет 272 м.

Водо-насыщенные коллекторы также как и газоносные, характеризуются высокими емкостными и фильтрационными свойствами: открытая пористость достигает 36,6 %, коэффициент проницаемости колеблется от единицы до 2,1 мкм³.

Начальные пластовые давления, вычисленные по статическим уровням воды в скважинах 6 и 15 и приведенные к отметкам ГВК (-1129 и - 1132 м), равны 11,53 МПа и 11,55 МПа . Пластовые температуры вод составляют 33 °С - 37 °С на Медвежьем валу. Удельный вес, коэффициент сжимаемости и коэффициент динамической вязкости воды равны соответственно 9,896 кН/м³; 462 1/Па; 0,68 МПа×с (рисунок 4).

1.6    
Свойства пластовой воды

Залегающий в верхах мелового водоносного комплекса сеноманский горизонт, к которому приурочена газовая залежь, сложен переслаивающимися песчаниками, алевролитами и глинами с преобладанием проницаемых разностей пород.

Рисунок 4 - Карта подъема ГВК по состоянию на 01.01.99

Толщина сеноманского горизонта на Медвежьем месторождении изменяется от 248 до 290 м, составляя в среднем 272 м. Водоносная часть горизонта по своему строению и литологической характеристике в целом аналогична его продуктивным отложениям. Температуры пластовых вод составляют плюс 33°C - плюс 37 °С на Медвежьем валу и плюс 30°C - плюс 33 °С на Ныдинском поднятии.

Воды по химическому составу хлоридные, натриевые (хлор - кальциевого типа) с минерализацией 18,6-21,1 г/л. Концентрация микроэлементов: J = 12,6 - 29,9 мг/л; Вr = 36,6 - 68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта составляет 1970 см³/л на Медвежьем валу и 2060 см³/л на Ныдинском поднятии. Удельный вес и коэффициент динамической вязкости пластовых вод на Медвежьем валу и на Ныдинском поднятии соответственно равен:

удельный вес, кН/м - 9,896 и 9,911;

коэффициент динамической вязкости, мПа×с - 0,680 и 0,710.

Литологические емкостные и фильтрационные свойства коллектора аналогичны продуктивным осадкам. Это обуславливает хорошую газо-гидродинамическую связь водоносной и газоносной частей пласта. Имея значительную толщину и простирание на огромные расстояния от границ месторождения (на запад - 180 км, на восток - 500 км, на север - 1000 км и на юг - 1400 км) обладает гигантскими запасами пластовой энергии. Все это обуславливает упруговодонапорный режим разработки газовой залежи.

1.7     Геокриологические условия

Территория Медвежьего месторождения входит в состав центральной геокриологической зоны. Промерзанием охвачены четвертичные и часть разреза палеогеновых отложений. Северной части области свойственно четко выраженное двухслойное строение мёрзлой толщи. Древняя мерзлота на большей части области достигает толщины 200 - 250 м и приурочена к нижним четвертичным отложениям, осадка некрасовской серии и тавдинской свиты. Верхний слой (современная мерзлота) развит повсеместно в четвертичной толще.

Пластовые температуры в толще разрабатываемых пород колеблются от плюс 22,2 °С до плюс 28,1 °С в Медвежьем вале, и от плюс 21,4 °С до плюс 26,0 °С на Ныдинском поднятии.

1.8     Свойства пород коллекторов

По месторождению наблюдается субширотное чередование зон высокой песчаности (к_пес = 0,7) с участками низкого содержания коллекторов.

Анализ распределения проницаемости по площади месторождения показал, что к зонам высокого содержания коллекторов как правило приурочены зоны повышенных значений проницаемости. Высокие значения проницаемости пласта характерны для глубин: 18 - 34 м; 54 - 58 м; 80-87м; 92-96 м и 110-120 м.

Отмечается улучшение фильтрационной способности продуктивной толщи в нижней части разреза (УКПГ- 1, 3, 4, 6) и ухудшение по зонам УКПГ-2, 5, 7, 8. К погружениям и переклиналям проницаемость ухудшается. В распределении проницаемости по площади отмечается резкое различие по зонам УКПГ.

В зоне УКПГ - 2 средняя проницаемость интервалов изменяется от 0,02 до 0,08 мкм². Наибольшими значениями характеризуется кровельная часть (0,05 - 0,08 мкм²) продуктивной толщи и зона расположения забоев в северо-восточной части.

Резко дифференцированный характер имеет проницаемость в районе УКПГ - 3, в нижней части на восточном склоне проницаемость достигает 0,2 мкм². По скважинам УКПГ - 1, 4, 6 проницаемость незначительно изменяется по разрезу. По УКПГ - 5 отдельные прослои в верхней и средней частях разреза имеют очень высокие значения проницаемости (больше 0,2 мкм²). Такие прослои встречаются по скважинам расположенным по всей зоне УКПГ - 5. Низкими значениями проницаемости характеризуется зона УКПГ - 8 (0,01 - 0,04 мкм²). Единичные прослои с К_пр > 0,1 мкм² встречены в разрезах скважин 143, 144, 148. Сводовая часть УКПГ опесчанина, но обладает низкими коллекторскими свойствами и низкой фильтрационной характеристикой (К_пр =0,05 мкм² ).

1.9     Состав газа

По химическому составу газ сеноманской залежи метановый, содержание метана - 96,2 - 99,5 %, в среднем метан составляет 98,39 %. Содержание этана 0,02 - 0,99 %. Пропан и более высокие гомологи метана обнаружены лишь в единичных пробах (от 0,001 % до 0,33 %). Содержание углекислого газа - 0,30 % , азота - от 0,38 % до 2,72 % в среднем 0,98 %, аргона не превышает 0,079 %. Среднее содержание водорода составляет 0,004 %, гелия изменяется от 0,005% до 0,026 %.

Относительная плотность газа составляет 0,56 д. е.

Низшая теплотворность способность газа на Медвежьем месторождении равна 7912 ккал /м³.

Псевдокритическое давление и температура составляют соответственно 4,6 МПа и 190,5 К.

1.10   Запасы газа

Запасы газа в сеноманской продуктивной толще утверждены ГКЗ СССР в 1969 г. в объеме 1547 млрд. м³ по категории В + С₁. В 1987 г. Главтюменьгеологией были представлены на рассмотрение КГЗ СССР запасы, подсчитанные объемным методом по категориям B + С₁ в количестве 2726 млрд. м³. Категория В снята с недостаточной обоснованностью представленных на утверждение запасов и невыполнением Главтюменьгеологией и Газпромом рекомендаций ГКЗ СССР, запасы экспертно оцененные утверждены в объеме 2200 млрд. м3. Запасы газа по адаптации геолого-математической модели по истории разработки составляют 2150 млрд. м3.

месторождение адсорбционный осушка газ

2. Состояние разработки месторождения

2.1     Основные проектные решения

Медвежье месторождение введено в промышленную эксплуатацию в мае 1972 года. Разрабатывалось в соответствии со следующими проектами:

. Проект разработки, утверждённого рабочей комиссией по разработке ( протокол № 12 / 71 от 10.05.71 года ) выполненного ВНИИ - Газпром. Основные проектные решения:

объём добычи - 65 млрд. м³/год;

средний дебит - 1,5 млн. м³/сутки;

6 - 8 дюймовые НКТ;

подключение 26 скважин к каждому УКПГ;

строительство 10 УКПГ производительностью 6,5 млрд. м³/ год каждая.

. Уточнённого проекта разработки Медвежьего месторождения, утверждённого УКР (протокол № 23 / 75 от 2 августа 1975 года. Основные технические решения:

годовой отбор в период постоянной добычи 65 млрд. м³/ год;

средний дебит 1 млн. м³/ сутки;

НКТ - 168 мм, эксплуатационная колонна - 219 мм;

подключение к УКПГ - 4 - 24 скважины, к УКПГ - 5 - 10 по 26 - 27 скважин;

ввод ДКС: УКПГ - 2 и 3 - 1976 год; УКПГ - 1 - 1978 год; УКПГ - 4 - 8 - 1979 год; УКПГ - 9 - 1982 год;

годовые объёмы добычи по УКПГ - 2, 3 - по 6,5 млрд. м³/ год; УКПГ - 1 - 6 млрд. м³/ год; УКПГ - 4 - 8 - 6,6 млрд. м³/ год; УКПГ - 9,10 - по 7,5 млрд. м³/ год;

. Протокол № 30 / 79 по рассмотрению “ Состояния разработки Медвежьего месторождения и мероприятий по дальнейшему его совершенствованию с целью надёжности эксплуатации этого месторождения “ от 27.11.79 года. Основные проектные решения:

установить уровень отборов в 1979 - 1980 годах в объёме 70 млрд. куб. м / год, с 1981 года - 65 млрд. м³/ год;

перераспределить отборы газа пропорционально запасам газа, сократить по центральной части, увеличить по южной части, для этого пробурить и обустроить на УКПГ - 1, 4 30 эксплуатационных скважин № 128 - 142, 425 - 439.

. Протокол геолого-технического освещения по вопросу разработки Медвежьего месторождения и дальнейшего обустройства газового промысла от 26.11.1980 года. Основные проектные решения:

установить годовые отборы газа до 1983 года в  объёме 70 млрд. м³/ год;

восстановить проектную схему подключения скважин  к УКПГ ( по индивидуальным шлейфам );

пробурить дополнительно 12 скважин на УКПГ - 9 № № 1030 - 1041.

. Корректив к проекту разработки Медвежьего месторождения на годовой отбор газа 70 млрд. м³/ год в 1981 - 1985 годах, утверждённых протоколом № 22 / 01 от 5.08.1981 года. Основные проектные решения:

годовая добыча в 1981 - 1985 годы - 70 млрд. м³. 1981 - 1982 - 72 млрд. м³.

. Протокол № 6 / 83 от 25.01.83 года (по рассмотрению состояния разработки ) - установить в 1983 году уровень добычи 73 млрд. м³/год;

. Протокол № 2 / 84 от 18.01.1984 года - установить в 1984 г отбор газа - 73 млрд. м³/ год;

. Протокол № 20 / 85 от 11.04.1985 года по рассмотрению “ Анализа разработки Медвежьего месторождения и предложению по увеличению коэффициента газоотдачи “. Основные проектные решения:

добыча газа в 1985 - 1990 годах в объёме 72 млрд. м³/ год;

пробурить 55 эксплуатационных скважин;

. Проект разработки, утверждённого протоколом № 1 / 89 от 18.01.89 года. Основные проектные решения:

уровень добычи на период 1991 - 1995 годы - 72 млрд. м³/ год;

пробурить дополнительно 57 скважины.

В период с 1978 по 1990 годы фактические отборы превышали проектные. В дальнейшем наблюдается снижение добычи, что связано с несвоевременным вводом ЦДКС, новых скважин, длительными остановками скважин в ожидании капитального ремонта.

В 1995 г. институтом ТюменНИИГипрогазом подготовлены данные для уточнения проекта разработки месторождения Медвежье, а 1996 г. выполнен уточненный вариант проекта разработки месторождения Медвежье, который предусматривает снижение отборов в 1996 - 1999 г.г. до 48,9 - 41,9  млрд.н.м³/ год соответственно.

Запланированные текущие отборы газа из месторождения при строительстве и развитии мощностей по компримированию после установок подготовки газа привели к сильному снижению давления и осложнению процессов технологии подготовки газа. Наблюдается также неравномерность загрузки установок по объемам подготавливаемого газа из-за первоначального неравномерного распределения объемов зон дренирования и значительной разницы сроков вводов УКПГ. Это привело к вариантам наземных перебросок газа между установками. Но наземные переброски, а также перераспределение пластовых давлений в коллекторе не могут выравнить объемы подготовки газа и давления в пласте по разным ГП.

2.2     Система разработки

Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9 - 1130,4 м и представлена значительной толщей песчано-алевритовых и глинистых пород, фациально замещающихся на незначительных расстояния.

Продуктивная толща месторождения Медвежье представлена неоднородной толщей переслаивающихся пластов слабо сцементированных песков, песчаников, алевролитов и опесчаненных глин, взаимозаменяющихся по площади. Коллекторами газа служат песчаники, алевролиты и неотсортированные алеврито-песчаные породы. Толщина отдельных прослоев коллекторов варьирует в широких пределах - от 0,4 до 28 м. Наиболее распространены пласты толщиной 2 - 4 м. Толщина разделяющих глинистых прослоев составляет 0,4 - 25,2 м с преобладанием пластов толщиной 0,4 - 4 м.

Содержание коллекторов в продуктивной части разреза изменяется от 17 до 90 % и составляет в среднем по залежи 70 %. По данным разведочного бурения минимальное содержание коллекторов отмечается в перегибах между отдельными поднятиями (скважины 8 М, 10 М). В результате бурения добывающих скважин выявлено значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м против 60-70 м, прогнозируемых по данным разведочного бурения.

Залежь газа пластово-массивная, по всей площади подстилается подошвенной водой. Поверхность газоводного контакта (ГВК) постепенно погружается с юга на север. В пределах Медвежьего вала ГВК имеет наклон от -1127,6 до -1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от -1136,6 до -1141,4 м. Данные эксплуатационного бурения свидетельствуют о сложном характере поверхности начального ГВК.

Максимальная высота залежи в пределах южного и северного куполов Медвежьего вала составляет 155 и 129 м соответственно, а на Ныдинском поднятии - 125 м. Залежь имеет длину 120 км, ширину до 25 км, площадь газоносности по уточненным данным составляет 2000,1 км². Покрышкой залежи служат турондатские отложения толщиной 390 - 560 м.

При подсчете запасов газа, проектировании разработки газовых месторождений основную информацию о коллекторских свойствах пластов, их изменении по площади и разрезу дают промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС). Комплекс ГИС в бурящихся скважинах включает следующие методы: стандартный каротаж; боковое каротажное зондирование; микрокаротаж; резистивиметрию; радиоактивный каротаж; кавернометрию; боковой каротаж; индукционный каротаж; инклинометрию; акустическую цементометрию; гамма - гамма - цементометрию; термометрию.

С целью регулирования процесса добычи газа признано целесообразным провести перераспределение отборов по площади газоносности с учетом текущего состояния разработки отдельных участков, характера распределения дренируемых запасов, темпов падения пластового давления. Для решения этих задач было обосновано и внедрено бурение дополнительных 42 добывающих скважин, в том числе 30 скважин в районах УКПГ - 1 и УКПГ - 4 и 12 скважин на Ныдинском куполе.