Анализ обустройства газового месторождения

В сводовой части разреза вскрыты наиболее высокие значения эффективных толщин, величины которых достигают 89,6м (скв.88). На периферии разрез заглинизирован, эффективные толщины колеблются от 7,6м (скв. 176) до 28,4 м (скв.5).

Компонентный состав газа сеноманской залежи определен по шести пробам. Природный газ имеет преимущественно метановый состав. Содержание метана изменяется от 98,02 до 98,96%. Высшие гомологи метана представлены этаном -0,06%. Содержание углекислого газа варьирует от 0,04 до 0,43%, азота 0,64 -1,95%, сероводород отсутствует, водород обнаружен в трех пробах в количестве 0,02%, содержание гелия составляет 0,02% - 0,017%, аргона - 0,02%.

Среднекритические параметры газа составляют: среднекритическое давление -4,6МПа. среднекритическая температура 189.93°К.

Значение температуры продуктивной части пласта ПК1 по геотермограмме составляет 25°С на отметке 770м, соответствующей 1/3 залежи от среднего положения ГВК.

Запасы газа утверждены ГКЗ РФ в 1997г. в объеме 299488 млн.м3 по категории С, и 10000 млн.м3 по категории Сз (Протокол ГКЗ РФ №499 от 31.10.1997г.).

Работы по исследованию разведочных скважин на Еты-Пуровском месторождении проводились силами Тарко-Салинской нефтегазоразведочной экспедиции производственного объединения "Пурнефтегазгеология'' в основном с 1971 по 1975 гг. за исключением скв.82, которая была пробурена и испытана в 1987 г. Исследовательские работы проводились как в открытом стволе в процессе бурения, так и в обсаженных скважинах после их перфорации.

Максимальные дебиты на режимах были достигнуты по скв.1 и 4 - 736 761 тыс.м3/сут при депрессиях на пласт 0.16 - 0,20 МПа, минимальный дебит при испытании нижнего интервала (а.о.755,6 - 760,6 м) скв. 10. что на 6 м выше поверхности ГВК - 263 тыс.м3/сут при депрессии 1,46 МПа.

Статическое давление на устьях-разведочных скважин колебалось-от 7,56'до 7.80 МПа в среднем составляя 7,64 МПа. Среднее пластовое давление, рассчитанное по барометрической формуле, составляет 8,17 МПа, замеренное глубинными манометрами - 8,11 МПа.

Как показывают результаты исследований интервалов разведочных скважин сеноманская газовая залежь Еты-Пуровского месторождения характеризуется высокой потенциальной продуктивностью. В основном объеме исследований коэффициента фильтрационного сопротивления "а" составляют 0,12 - 0.51 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3 , а "b" меняются от 0.00003 - 0.0018 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2 при величине вскрытой толщины 5-10 м. Такой порядок коэффициентов отмечался по разведочным скважинам Комсомольского. Губкинского. Западно-Таркосалинского. Вынгапуровского месторождений. Эксплуатационные скважины этих месторождений в основной период разработки давали дебиты 450-800 тыс.м3/сут.

Статистическая обработка результатов исследований по ряду разрабатываемых месторождений, расположенных вблизи Еты-Пуровского и характеризующихся аналогичным геологическим строением, позволила установить статистические зависимости между продуктивностью скважин и величиной перфорированной толщины.

В соответствии с установленными зависимостями проектные величины коэффициентов фильтрационного сопротивления для сеноманской залежи оцениваются:

а = 0,22 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3

b= 0,00026 х 10-2 (МПасут/тыс.м3)2.

Следует отметить, что полученные оценки проектной продуктивности эксплуатационных скважин нуждаются в уточнении, поскольку объем информации на этапе поисково-разведочных работ крайне ограничен. В то же время полученные оценки достаточно хорошо согласуются с фактическими данными по продуктивности скважин на Комсомольском и Западно-Таркосалинском месторождениях, имеющих аналогичное геологическое строение. На этапе разбуривания залежи по результатам первичных исследований эксплуатационных скважин их продуктивные характеристики должны быть уточнены.

Сеноманская газовая залежь является водоплавающей, т.е. по всей площади подстилается пластовой водой. Это обстоятельство обуславливает опасность прорыва пластовой воды к забоям скважин и их преждевременного обводнения. В реальных условиях на разрабатываемых месторождениях (Комсомольское, Западно-Таркосалинское. Вынгапуровское и др.) для предотвращения прорыва воды нижние отверстия перфорации устанавливаются на 15-20 м выше поверхности ГВК. Очевидно данная схема перфорации вполне приемлема для Еты-Пуровского месторождения.

Согласно расчетам максимальная депрессия на пласт оценивается в 0,15-0,2 МПа. При этом средний безводный дебит газовой скважины в первые годы разработки может достигать 600-650 тыс.м3/сут. По мере снижения запаса пластовой энергии в основной период разработки безводный дебит оценивается в 500-550. тыс.м3/сут, а на поздней стадии эксплуатации он уменьшится до 100-150 тыс.м3/сут.

При дебите порядка 500 тыс. м3/сут. оптимальным-диаметром-лифтовой колонны, при котором обеспечиваются рациональные потери давления от забоя до устья, является 114 мм. Эксплуатация скважин с таким лифтом обеспечит потери давления в стволе на протяжении всего периода нарастающей и постоянной добычи от 0,7 до 0,85 МПа.

Температура потока газа на устьях скважин в основной период разработки составит 15-17°С.

При выборе расчетных вариантов разработки учитывался ряд факторов геологического, технологического и технико-экономического характера.

В проекте рассмотрены четыре варианта добычи газа:

I - годовая добыча газа 10 млрд.м3 ;

II - годовая добыча газа 12 млрд.м3;

III - годовая добыча газа 13 млрд. м3;

IV - годовая добыча газа 15 млрд. м3.

При оценке показателей разработки сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения, с учетом ранее обоснованных параметров и опыта разработки других месторождений, приняты следующие ограничения:

-предельная депрессия на пласт - 2 кг/см2;

-минимальное устьевое давление в конце разработки - 10 кг/см2;

- давление нагнетания (ДКС) - 75 кг/см2;

-минимальный дебит скважины в конце эксплуатации-50 тыс.м3/сут:

-максимальное обводнение скважины, при котором происходит ее выбытие из эксплуатационного фонда - 50% величины интервала перфорации;

- диаметр лифтовой колонны - 114 мм.

Варианты технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения рассчитаны на основе сеточной геологогазогидродинамической модели, включающей в себя построение геолого-промысловой модели и алгоритм численного решения системы дифференциальных уравнений совместной фильтрации жидкостей и газов в пористой среде.

К практической реализации рекомендуется разработка месторождения по варианту III.

Согласно технологическим расчетам по данному варианту предусматривается уровень годовой добычи газа в период достоянных отборов 13 млрд.м3 или 4.3 % от начальных запасов. Такая добыча достигается за счет эксплуатации 75 скважин, объединенных в 18 кустов по 3-5 скважины в кусте. Средний рабочий дебит одной скважины на протяжении периода постоянных отборов составит 509 тыс.м3/сут при депрессии на пласт 1,2-2,0 кг/см2.

Продолжительность периода нарастающей и постоянной добычи - 14 лет, за которые из залежи будет отобрано 164 млрд.м3 или 55 % от начальных запасов газа. Пластовое давление в зоне размещения скважин к началу падающей добычи снизится до 45.5 кгс/см2 или на 55% от начального, в залежь внедриться 800 млн.м3 пластовой воды, что обусловит обводнение 23,6% перового объема. Средний подъем ГВК в зоне размещения эксплуатационных скважин к этому времени составит 14,7 м. Срок эксплуатации залежи составит 30 лет при накопленном отборе 275,95 млрд.м3, соответствующем конечной газоотдаче 92,3%. Отработка залежи по площади будет достаточно равномерна. Пластовое давление в зоне размещения эксплуатационных скважин снизится до 13,5 кгс/см2. Обводнение залежи составит 65,6% начального перового объема, в результате которого внедрится 2,21 млрд.м3 пластовой воды. Средний подьем ГВК в зоне размещения эксплуатационных скважин составит 45 м. Начиная с 17 года разработки предполагается выбытие скважин из эксплуатации по причине их обводнения и низкодебитности. в результате чего к концу разработки 22 % фонда скважин выйдут из эксплуатации.

Сеноманская газовая залежь Еты-Пуровского месторождения выгодно отличается от других в плане разработки тем, что залегает на сравнительно небольшой глубине, характеризуется высокой продуктивностью эксплуатационных скважин. Залежь массивного типа на всей площади подстилается подошвенной водой. Указанные факторы позволяют рекомендовать центрально-групповую схему размещения эксплуатационных скважин, предусматривающую формирование эксплуатационного поля в присводовой части структуры.

Существующий опыт бурения и эксплуатации скважин на аналогичных месторождениях позволяет использовать в качестве основного способа разбуривания, строительство наклонно-направленных скважин, что также значительно снижает затраты на обустройство месторождения и эксплуатацию скважин, уменьшает воздействие на окружающую среду.

Освоение газовой залежи следует начать с наиболее продуктивной ее части, т.е. первые скважины следует заложить на участке наибольших газонасыщенных толщин с последующим расширением эксплуатационного поля к периферийным частям залежи. Оптимальная степень дренирования достигается при размещении скважин в пределах изопахиты 50 м. Фактором, контролирующим количество скважин в кусте является величина удельных запасов газа. приходящихся на один куст. Поэтому в зоне наибольших удельных запасов газа, ограниченной изопахитами 70-80 м предлагается разместить кусты из пяти эксплуатационных скважин, а на участке ограниченном изопахитам 50-70м - кусты из четырех и трех скважин.

Диаметр эксплуатационной колонны принимается равным 168 мм, лифтовой -114 мм.

С целью уточнения геологического строения и выбора продуктивных пластов для перфорации первая скважина куста бурится вертикальной со вскрытием ГВК и спуском эксплуатационной колонны на глубину до 900 м (по вертикали), которая в дальнейшем будет выполнять функции эксплуатационно-наблюдательной.

Исключением являются кусты №№ 1, 7, 16, в которых предусмотрено бурение специальных вертикальных наблюдательных скважин. Остальные скважины бурятся наклонно-направленным способом и перфорируются в зависимости от фактически установленного разреза по результатам ГИС, проведенного в первой пробуренной скважине куста. Нижние отверстия перфорации устанавливаются не менее чем на 15-20 м выше начальной поверхности ГВК. Такая схема разбуривания обеспечивает длительную безводную эксплуатацию скважин в течение 15-18 лет.

При выборе схемы размещения скважин учтены также природоохранные ограничения.

По рекомендуемому варианту III потребуется пробурить 87 скважины, в том числе 75 эксплуатационных (18 кустов), 3 наблюдательных в кустах и 9 одиночных наблюдательных скважин.

В качестве пьезометрических рекомендовано использовать приконтурные и законтурные разведочные скважины, а также наблюдательные геофизические скважины, в случае их полного обводнения.

Проектные скважины бурятся наклонно-направленным способом с отходом от устья 350 м на кровлю сеномана.

Эксплуатационные скважины группируются в кусты из 3-5 скважин с расстоянием между устьями 40м.

Выкидные линии эксплуатационных скважин подключаются к шлейфу и оборудуются сужающими быстросменными устройствами для замера дебита клапанами-отсекателями для отключения их в случае разрыва шлейфа, прямоточными задвижками.

В целях предотвращения затопления талыми водами кустовая площадка отсыпается выше максимального уровня вод. имеет уклон в сторону амбара горизонтального факела, а в целях исключения снегозаносимости территории и накопления талых весенних вод не обвалована, имеет подъездные пути.

Для внутрипромыслового сбора газа на месторождения принята коллекторная схема сбора с подключением кустов к пяти коллекторам (по 3-4 куста к каждому коллектору).

Режим работы шлейфов и коллекторов безгидратный, подача ингибитора гидрообразования от УКПГ к кустам скважин не требуется.

Расчет схемы и подбор диаметров шлейфов и коллекторов выполнен из условия минимальной разницы давлений по более удаленным коллекторам на входе в УКПГ. минимальной разницы транзитного потока и потока от кустов в месте подключения, а также исходя из существующего сортамента труб. В расчетах принят допустимый перепад давления до 6% от устьевого давления газа. Диаметры шлейфов изменяются от 219 до 720 мм.

Общая протяженность газосборных коллекторов составит 52,6 км, металлоемкость - 5122 тонны.

Предусмотрена подземная прокладка газосборных сетей.

Газ месторождения не содержит конденсата газа. в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 необходима его осушка по влаге до точки росы минус 20°С в холодный период и минус 10°С - в теплый период года.

Для подготовки газа целесообразно принять метод абсорбционной осушки газа с использованием в качестве абсорбента триэтиленгликоля (ТЭГа) концентрации 98,5% массовых.

Подготовка газа к транспорту производится на установке комплексной подготовки газа (УКПГ).

Газ от кустов скважин поступает на входные краны пункта переключающей арматуры (ППА), а затем через сборный коллектор условным диаметром 1000мм подается на установку сепарации газа. Сборный коллектор служит одновременно для предварительной сепарации газа от жидкости, особенно при ее пробковом поступлении из системы сбора, и защиты первичных сепараторов. Продувка сборного коллектора осуществляется в общую дренажную емкость.

Отсепарированный газ поступает на ДКС, где проходит вторую ступень очистки в фильтрах-сепараторах и компримируется до давления, обеспечивающего его подачу в магистральный газопровод.

Согласно технологическим расчетам ввод ДКС для рекомендуемого варианта разработки необходим с первого года эксплуатации. ДКС должна быть оснащена газоперекачиваюшими агрегатами типа ГПА-10 в количестве 9 штук. Максимальная установленная мощность составит 90 МВт.

После компримирования газ охлаждается для обеспечения теплового режима работы установки осушки газа (до плюс 25°С) и газопровода внешнего транспорта газа (не более плюс 40°С), затем поступает на установку осушки.

Осушка газа проводится в абсорберах, где газ последовательно проходит две секции: массообменную с контактно-сепарационнымн центробежными элементами и сепарационную, состоящую из двух сепарационных тарелок с прямоточно-центробежными элементами. Осушенный газ через пункт измерения расхода (ПИР) поступает в газопровод внешнего транспорта.

Газопровод внешнего транспорта предназначен для подачи газа от УКПГ Еты-Пуровского месторождения до точки врезки в межпромысловый газопровод с УКПГ Вынгаяхинского месторождения.

Протяженность трассы газопровода 40км. Максимальное давление в газопроводе равно 7,5МПа. Предусмотрена подземная прокладка газопровода.

Гидравлический расчет выполнялся в соответствии с требованиями ОНТП 51-1-85 с использованием ЭВМ по программе "GIDRA 2", из условия обеспечения давления газа в точке врезки в межпромысловый газопровод 6,2МПа.

Проведенные технико-экономические расчеты показали, что при существующей отпускной цене газа на промысле (55 руб. за 1000м3), разработка месторождения по всем вариантам убыточна. Приемлемый уровень рентабельности, может быть, достигнут при повышении цены на газ на промысле до 100 руб. за 1000м3.

Сопоставление вариантов разработки при указанной цене на газ позволяет рекомендовать третий вариант разработки к практической реализации, предусматривающий уровень годовой добычи газа в объеме 13 млрд.м3, для реализации которого потребуется 3639,91 млн.р. капитальных вложений, в т.ч. 1281,1 млн.р. в бурении и 2312,56 млн.р. в обустройстве.

Таким образом, III вариант обустройства промысла и эксплуатации месторождения характеризуется следующими технико-экономическими показателями:

- срок эксплуатации месторождения - 30 лет;

- накопленная добыча газа - 279,95 млрд.м3;

- число эксплуатационных скважин - 75 шт;

- количество кустов - 18 шт;

- средний дебит скважин - 509 м3/сут;

- объем кап. вложений в обустройство месторождения -2312,56. млн.руб.

- эксплуатационные затраты за весь период разработки - 15513 млн. руб;

- средняя себестоимость добычи 1000 м3/газа- 56,2руб.

- дисконтированная накопленная денежная наличность - 361,44 млн.руб.

- внутренняя норма доходности - 11.44 %

- срок окупаемости кап. вложений (с начала строительства) - 10 лет.

Литература

Технико-экономические предложения по разработке сеноманской залежи газа Вынгаяхинского месторождения, ТюменНИИгипрогаз, 1998г

Гришин Ф. А. Оценка разведанных запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1969.

Закиров С. Н., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. - М.: Недра, 1974.

Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989.

Бекиров Т. М., Шаталов А. Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986.

Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хренение газа. - М.: Недра, 1984.

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений./ Гацолаев А. С., Тышляр И. С. - М.: Недра, 1994.

Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа./ Мирсаджанзаде А. Х., Зайцев Ю. В. и др. - М.: Недра, 1979.

Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку./ Рассохин Г. В., Леонтьев И. А. и др. - М.: Недра, 1973.

Инструкция по комплексному исследованию газовых газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1980.

Shell, 1998 Services Guide, Интерактивный журнал.

Старикова Г. В., Милевский В. П., Шантарин В.Д. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта». ТГНГУ, 1997.

Размещено на Allbest.ur