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

2.3     Система размещения скважин

Сеноманские залежи месторождений севера Тюменской области, как уже отмечалось, характеризуются значительными размерами газоносных структур, достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных отложений.

Данные особенности в сочетании с суровыми природно-климатическими условиями района расположения месторождений обусловили необходимость выработки нового подхода к решению ключевых задач теории проектирования разработки месторождений природных газов - задач выбора системы размещения скважин и установления диаметра и их числа.

В практике разработки газовых месторождений широкое распространение получило равномерное (по всей площади залежи) и присводовое размещение скважин. При равномерной сетке скважин происходит равномерное падение пластового давления в залежи в процессе разработки и повышается вероятность более полного извлечения запасов газа.

На практике строго равномерно разместить скважины на залежи невозможно, и многие месторождения (Краснодарского края, Саратовской области, Западной Украины) разрабатываются сетками скважин, близкими к равномерным. Практика показывает, что равномерная сетка скважин не всегда рациональна, так как приходится размещать скважины в зонах с низкой проницаемостью и небольшими значениями эффективных газонасыщенных толщин, что приводит к их низкой производительности. Равномерная сетка скважин достаточно металлоемка и требует значительных затрат на обустройство месторождения. Кроме того для залежей пластового типа равномерная система размещения обусловливает более низкие коэффициенты газоотдачи за счет преждевременного обводнения приконтурных скважин.

Практика освоения газовых месторождений Тюменской области заставила по-новому взглянуть на вопрос о выборе размещения добывающих скважин. Это связано с теми огромными затратами, которые расходуются на системы обустройства месторождения. Поэтому для Медвежьего месторождения на стадии проектирования разработки предлагались различные варианты размещения скважин. К внедрению для Медвежьего месторождения был принят вариант, предусматривающий размещение скважин одной УКПГ в виде кольцевых батарей радиусом 2,5 км. Расстояние между скважинами в батарее принято равным 1 км.

На практике такое размещение скважин с некоторыми отступлениями (иногда и серьезными) было реализовано лишь на южном участке месторождения в районе скважин УКПГ - 2, УКПГ - 3, и УКПГ - 1. На других участках месторождения скважины размещались в центральной зоне по сетке, близкой к равномерной. Обобщение предварительного опыта эксплуатации месторождения позволило предложить в рамках центрально-групповой системы размещения дополнительную концентрацию скважин, т.е. сведение их в кусты: по три-четыре-пять скважин в один куст. Расстояние между скважинами в кусте - 50-70 м. Естественно, что при таком размещении в зоне куста будет образовываться дополнительная депрессионная воронка, глубину которой можно определить по формуле, предложенной Б.Б. Лапуком, учитывающей влияние кустового размещения скважин на коэффициент фильтрационного сопротивления А

 (2.5)

входящую в двучленную формулу притока газа к забою скважины

  (2.6)

Где Р_пл, Р_с - пластовое и забойное давления соответственно, МПа;

В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. MПа×cyт.);

R_k- радиус контура питания скважины м;

_Гб - половина расстояния между скважинами м;

n - число скважин на одной площадке, шт.;

kh/n. - гидропроводность пласта, м/Па×с;

Rc - радиус скважины, м.

Мы воспользовались этой формулой и определили глубину депрессионной воронки для различного числа скважин в кусте и различной производительности скважин. В качестве исходных данных использовалась характеристика средне расчетной скважины Медвежьего месторождения.

Результаты расчетов показали, что глубина депрессионной воронки определяется в основном производительностью скважин.

Число скважин в кусте, размеры площадки, на которой находится куст скважин, незначительно влияют на коэффициент фильтрационного сопротивления А, что, естественно, слабо сказывается на изменении глубины депрессионной воронки, например, глубина депрессионной воронки (в районе скважины) при производительности 4,5.10^-7 Q⁰/сут. (где Q⁰ - начальные запасы газа) и пластовом давлении 4 МПа для варианта размещения двух скважин в кусте составляет 0,287 МПа, а пяти скважин - 0,290 МПа.

Отметим также, что проводимые на Медвежьем месторождении исследования скважин не выявили сколько-нибудь существенного взаимодействия добывающих скважин. Накоплен определенный опыт эксплуатации месторождения с центрально-групповой системой размещения скважин.

В целом же опыт показал, что на стадии проектирования разработки месторождения, когда отсутствует качественная геолого-промысловая информация о коллекторских свойствах продуктивного пласта, на основании результатов соответствующих газодинамических и технике - экономических расчетов необходимо выработать принципиальное решение о системе размещения скважин.

2.4     Отбор газа

За отчётный период добыто 55807745 тысяч м³ газа, потери при исследовании, отработке и освоении составили 38650 тысяч м³ газа. Всего за год отобрано 55846395 тысяч м³ газа. С начала разработки отобрано ( с учётом потерь ) 1371637361 тысяч м³ газа, что составило 62,35 % от начальных запасов. Остаток от утверждённых ГКЗ запасов на 1.01.98 год составил 828362639 тысяч м³ газа.

По данным дренирования отборы за год / с начала разработки составили:

Южный купол - 24551659 / 623202389 тыс. м³ газа;

Центральный купол - 18861622 / 484016495 тыс. м³ газа;

Северный купол - 12033114 / 264418483 тыс. м³ газа.

Пластовое давление за год / по зонам соответственно:

за год - на 2,9 / 2,3 / 3,1 атм;

с начала разработки - на 68,8 / 72,2 / 68,8 атм.

По сравнению с прошлыми годами произошло снижение добычи газа на 5249633 тысяч м³, что связано с уменьшением потребности в газе, а также с естественным падением дебитов скважин.

Среднегодовой дебит 1 скважины 450 тыс. м³/ cут;

Среднесуточная добыча 154911 тыс. м³/ сут.

2.5     Продуктивность скважин

Сеноманские продуктивные отложения имеют высокие фильтрационные свойства. Последние были установлены уже по результатам разведочного бурения и впоследствии подтверждены по эксплуатационному фонду, так в период 1973 - 1974 годов газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1000 тыс. м³/ сут достаточно на забоях скважин поддерживать депрессию на пласт в 0.15 - 0.25 МПа. Высокой остается и текущая продуктивная характеристика, поскольку более 50 % действующего фонда работает с дебитами выше 500 тыс. м³/ сут, несмотря на отрицательное воздействие внедряющейся пластовой воды. Наиболее продуктивны районы УКПГ - 1 и 6, где 46 - 54 % скважин имеют средние дебиты в диапазоне 500 - 750 тыс. м³/ сут против 16 - 27 % на УКПГ - 2, 4 и 5. Худшей продуктивностью обладают вновь введённые скважины дополнительного фонда, бурящиеся как правило, на периферии существующего эксплуатационного поля.

2.6    
Конструкция скважин

Бурение скважин на месторождение осуществляется вертикальным и наклонно направленным способом. Все наклонные скважины бурятся по трех- интервальному профилю, с участком набора угла наклона в интервале спуска эксплуатационной колонны со стабилизацией угла до кровли продуктивного горизонта. В интервале залегания продуктивного пласта предполагается естественное падение угла наклона, характерное для прямых компоновок без центрирующих элементов. Исходя из добычных возможностей продуктивного пласта, предусмотрена следующая конструкция скважин. Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спускается на глубину 1220 м по вертикали. С учетом того, что значение абсолютной отрицательной температуры ММП достигает 4-5°С, 300м приустьевой части эксплуатационной колонны комплектуется из труб марки “Д” с толщиной стенки 10,6 мм. Остальная часть колонны комплектуется из труб марки ”Д” толщиной стенки 8,9 мм и оборудуется башмаком и обратным клапаном. Центраторы устанавливаются в интервале набора кривизны через каждые 20 м, над кровлей продуктивного пласта через каждые 20 м и устанавливаются два комплекта технологической оснастки, включающие центраторы, турболизаторы и скребки.

В устьевой части колонна оборудуется жесткими центраторами в количестве 10 штук, устанавливаемых на первых 10 трубах.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 490 м и комплектуется из стали марки “Д”.

Подготовка обсадных труб к спуску осуществляется в соответствии с ”Инструкцией по креплению эксплуатационных и наблюдательных скважин на месторождениях ВПО Тюменгазпром” (РД 9510 - 46 - 84).

Подготовка ствола скважин к спуску обсадных колонн производится следующим образом.

По окончании бурения под кондуктор осуществляется промывка ствола в течение 1,5-2 циклов, при параметрах промывочной жидкости соответствующих требованиям геолого-технического наряда (ГТН). При наличии посадок, затяжек инструмента, сужении ствола по данным кавернометрии проводится проработка ствола скважин роторной компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), включающей два калибратора типа КЛС (один из которых наддолотный).

После окончания бурения под эксплуатационную колонну производится промывка скважины (не менее полутора - двух циклов с максимально возможной подачей бурового раствора на забой и доведением параметров промывочной жидкости до значений, приведенных в ГТН).

В процессе промывки необходимо расхаживать бурильную колонну в пределах длины ведущей трубы. При наличии в стволе сужений делается проработка КНБК, применяемой на последнем долблении.

Скорость проработки ствола не должна превышать 40 - 50 м/ч. Максимальная скорость спуска инструмента не более 0,4 м/с в открытом стволе и не более 1 м/с в интервале спуска предыдущей колонны.

При спуске эксплуатационной колонны промежуточная промывка производится через каждые 200 м, начиная из - под башмака предыдущей колонны. Продолжительность промежуточных промывок должна быть не менее 30 минут.

Исходя из наличия парка буровых установок в УБР, экономически выгодного для данного района вида привода и в соответствии с ожидаемой нагрузкой на крюке рекомендуется использовать буровую установку Бу - 75; БРЭ - 70, с циркуляционной системой КЕСО, в качестве противовыбросового оборудования - превенторную установку ОП2 - 280x35 (0112 - 230x35). Окончательное решение по конструкции скважин принимается в проекте на бурение, являющимся самостоятельным документом.

Рисунок 5 - Конструкция скважины.

2.7     Осложнения в конструкциях скважин

Продуктивность скважин на месторождении Медвежье осложнена рядом конструктивных особенностей. У большинства скважин затрубное пространство запакеровано, т. е. определить непосредственно фильтрационные коэффициенты для пласта невозможно. Оценивать последние, исходя из коэффициентов гидравлического сопротивления НКТ, по-видимому, не имеет смысла, так как возможные погрешности могут находиться в пределах изменения дебита в зависимости от приобщения скважины палеодолинам или палеоводоразделам. Кроме того, на месторождении использованы НКТ различного диаметра - 0,168 и 0,127 м и смешанного типа - 0,168 м с хвостовиком 0,127 м.

С учетом изложенного, для получения содержательных результатов использованы следующие методические приемы.

Все добывающие скважины условно разбивались на две группы:

) скважины, попавшие в палеодолины;

) скважины, расположенные в палеоводоразделах. Не принимались во внимание скважины, находящиеся непосредственно на границе зон для увеличения надежности исходной иформации (15 % исследуемого фонда).

В каждой группе дополнительно скважины были разделены на три подгруппы:

а) с диаметром НКТ 0,168 м;

б) с диаметром НКТ 0,127 м;

в) со смешанной колонной (НКТ диаметром 0,168 м, хвостовик 0,127 м).

2.8     Условия эксплуатации скважин

Эксплуатация скважин часто осложняется в результате влияния жидкости, которая при определенных условиях может скапливаться в стволе. Жидкость может способствовать увеличению давления, сомопроизвольному уменьшению дебита скважины, а также полному прекращению ее работы. Во избежание этого применяют различные технологические процессы. Анализ условий проявления влияния жидкости позволил выявить качественно различные направления исследований в этой области и составить классификацию методов борьбы с обводнением скважин. Основу классификации составляют три группы. К первой относятся методы освобождения ствола скважины от жидкости путем подъема ее к устью: с помощью откачки насосными агрегатами; поддержанием в стволе скважины скорости газа больше критической, при которой жидкость поднимается газом до устья; путем уменьшения проскальзывания газа относительно жидкости с использованием плунжеров, вспениванием жидкости с помощью добавки поверхностно - активных веществ (ПАВ), диспергирования механическими методами или за счет нагрева.

Ко второй относятся методы освобождения ствола скважины от жидкости без подъема к устью: за счет откачки жидкости из зоны продуктивного газоносного пласта и закачки ее в поглощающий пласт с помощью насосного агрегата или под действием гидростатического напора; за счет увеличения скорости фильтрации жидкости, скапливающейся на забое скважины, в водопоглощающий пласт; создания условий для поглощения жидкости пластом путем периодических остановок скважины, во время которых жидкость из ствола будет перетекать в пласт.

К третьей относятся методы предупреждения поступления жидкости к забою скважины: путем эксплуатации скважины с заниженными дебитами газа, с повышенными забойными давлениями, исключающими поступление жидкости из пласта, или путем изоляции источника поступления жидкости от продуктивного газового пласта.

Потери давления в стволе скважины при наличии жидкости зависят в значительной степени от температуры, давления и скорости газа.

Для определения численного значения комплексного параметра Fr в скважине следует использовать формулу:

(2.7)

где р_г,р_ж - соответственно относительные плотности газа по воздуху и жидкости ( по воде ), кг/м³;

р₀ - давление газа, Па;

Т_ст- - температура газа, К;

В - комплексный коэффициент.

.(2.8)

Дебит газа, при котором потери давления в стволе скважины минимальны, называется базовым и обозначается Q_б

 (2.9)

где Fr_б* - базовое значение комплексного параметра.

При работе скважины с дебитом, больше базисного, жидкость в стволе не скапливается, и потери давления обуславливаются в основном потерями на трение и массой столба газожидкостной смеси.

При работе скважины с дебитом, меньше базового, жидкость будет скапливаться в стволе скважины, если не используются различные методы ее удаления.

2.9     Ввод ДКС

С 1979 года месторождение эксплуатируется в компрессорном режиме. По состоянию на 1 января 1992 года введены в действие все девять ДКС, оснащенных компрессорами ГТН - 6, где установлены агрегаты ГПА - 19 / 16.

Дожимные компрессорные станции предназначены для компремирования газа, поступающего из скважин на газовый промысел при падении давления газа на входе ниже 65 - 75 кгс / см². Первая очередь ДКС обеспечивает компремирование газа на входе ДКС 45 - 50 кгс / см². При падении давления газа ниже, потребуется ввод второй очереди ДКС. Расчётная производительность ДКС соответствует производительности УКПГ. Максимальная производительность ДКС - 24000 тыс. м³/ сут, номинальная - 20000 тыс. м³/ сут. Технологическая схема ДКС позволяет компремирование газа, подаваемого на УКПГ, до давления 65 - 75 кгс / см² для обеспечения технологического процесса подготовки газа к дальнейшему транспорту в магистральный трубопровод.