Борьба с гидратообразованиями в системе сбора УКПГ-1в Ямбургского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО  ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

 

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

                                                                       КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ  ГАЗОВЫХ И  

                                                                        ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по Сбор и подготовка скважинной продукции

 

тема: Борьба с гидратообразованиями в системе сбора УКПГ-1в Ямбургского месторождения

 

 

 

 

 

Группа	ГГ-98-01	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Порошин С.В.
Руководитель проекта	Чеботарев В.В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уфа 2002.

 

Содержание

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

Введение

 

Начиная с 1986 года и до настоящего времени добыча газа из сеноманской залежи осуществляется на основании проекта разработки, выполненного в ВНИИГАЗе в 1984 году на утвержденные в ГКЗ СССР 19.08.93г. запасы газа в объеме 5059 млрд.м³, в т.ч. по Ямбургской площади 4400 млрд.м³ [2].

Согласно этому проекту основная залежь собственно Ямбургского поднятия разрабатывается наклонно — направленными  скважинами, сгруппированными в отдельные  кусты. Для поэтапного ввода в разработку отдельных участков залежи было запроектировано семь УКПГ , которые должны были выйти на проектную производительность в течении пяти лет. Однако за это время было введено только пять УКПГ, которые эксплуатировались со значительным превышением их проектной производительности. Последние 4 и 7 УКПГ были введены со значительным опозданием и до настоящего времени не вышли на проектную производительность как из-за недостаточно дренируемых запасов газа в этих зонах, так и по технологическим причинам.

Таким образом, почти  за десятилетний период эксплуатации месторождения не удалось выйти  на проектную производительность, т.е. на объем добычи газа 185 млрд.м³ в год [3].

 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

 

 

А – абсорбер.

АВО – автомат воздушного охлаждения.

АР – арматурный узел.

АПЕК – автоматический пост экологического контроля.

ВМР – водо-метанольный раствор.

ВХ – воздушный холодильник.

ГФУ – горизонтальная факельная  установка.

ДКС – дожимная компрессорная станция.

ЗПА – здание переключающей арматуры.

КЗ – клапан забойный.

КО – клапан отсекатель.

КОС – комплекс скважинного оборудования.

КРР – клапан  регулятор

КРУ – клапан регулятор уровня. 

КЦ – клапан циркуляционный.

НТА – низкотемпературная абсорбция.

НТС  – низкотемпературная сепарация.

ПДВ – предельно допустимые выбросы.

ПССГ – пакер стационарно  – съемный гидравлический.

Р – разделитель.

С – сепаратор.

Т – теплообменник.

ТД – турбодетандер.

УКПГ – установка комплексной  подготовки газа.

УОК – установка отключающих  кранов.

УПТ – установка подогрева теплоносителя.

ЭО – эксплуатационный объект.

ЯГКМ – Ямбургское газоконденсатное месторождение.

 

1. Цели и задачи курсового  проекта

 

Ямбургское месторождение находится  в эксплуатации более 10 лет и в  настоящее время вступает в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Для сбора газа на УКПГ Ямбургского  месторождения (валанжинской залежи), согласно проекту обустройства, была принята коллекторно - кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ø 213-375 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (до 12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ø 57 мм [4].

Для обеспечения бесперебойной  работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола подаваемый на устье скважин. В данном курсавом проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины для предотвращения выпадения гидратов.

 

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ   ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ПЛАСТОВЫХ  ФЛЮИДОВ ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО   МЕСТОРОЖДЕНИЯ [3]

2.1 Краткая  литолого-стратиграфическая характеристика разреза

 

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы до юрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6...7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.

2.2 Тектоника

 

Ямбургское газоконденсатное месторождение  приурочено к крупному Ямбургскому  мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам  и данным бурения. По кровле отражающего горизонта  (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 55 х 47 км амплитуда  около 300 м. Оно осложнено двумя  локальными поднятиями - Ямбургским и  Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

2.3 Cеноманская  залежь

 

  Сеноманская залежь газа  контролируется природным фактором - наличием высоко амплитудной  ловушки, перекрытой мощной (500..800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологический резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9...85,3 %.

  Толщины проницаемых пород  колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых  - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа  являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25...45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5...10%).

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент  газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3×10^-3 мкм².

По химическому составу газ  сеномана аналогичен газу сеноманских  залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4...99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1...0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41...2,26 %; углекислый газ - 0,04...1,17 %; аргон - 0,01...0,03 %; гелий - 0,08...0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 ккал на куб. м. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.

    

2.4 Неокомские  залежи

 

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена  газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525...3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,2^.10^-3 до 132,7^.10^-3 мкм² , коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64×      10^-3...372,5×10^-3 мкм². ; 3,23...13,85 % ; 1,2...64,8 м. По II объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 -118, 105-101 и 112-135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8...15,9 %, проницаемость от 0,01×10^-2 до 14,1×10^-2 мкм². Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ³₁ - 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 ⁰С в кровле комплекса до 90 ⁰С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Результатами газогидродинамических  исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

  - значительная неоднородность  фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

  - относительно низкая продуктивная  характеристика большинства вскрытых  объектов (рабочие дебиты при  исследовании не превышали 60.. .80 тыс. куб. м/сут. ).

Для залежей I объекта пластовые  давления составляют 26,26...27,42 МПа, пластовая температура 76...80 ⁰С, глубина залегания 2710...3317 м.

Второй эксплуатационный объект характеризуется  более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику.

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30...40 тыс. куб. м) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. куб. м/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ ⁷ при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200...400 тыс. м куб./сут при депрессии на пласт 15...20 МПа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. куб. м/сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64...93,59 %, этан 1,32....4,85 %, пропан 0,22...2,66 %, бутан 0,05...1,48 %, пентан 0,08...0,55 %. Содержание азота 0,36...2,45 %, углекислого газа 0,04...2,4 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05 %, водорода 0,01...0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60...0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Начальное содержание в пластовом  газе гептана и вышекипящих (в  расчете на 1 куб. м газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м³.

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО  ГКМ [1,3]

 

По состоянию на 1.01.2001 г. на Ямбургском месторождении работали  
8 УКПГ и 2 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

3.1 Сеноманская  залежь.

 

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 1999 году составил 164 млрд м³ газа, с начала разработки отобрано 1927,5 млрд.м³ или 35.3% от начально утвержденных запасов.  Начальные и текущие запасы представлены в таблице № 3.1