Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Технологический режим работы газовых скважин - это определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и др.).

Причиной, вызывающей приток газа к скважине, является разность давлений в пласте и скважине, т.е. - депрессия на пласт. Чем больше депрессия, тем больше дебит. Кроме того, дебит газа зависит от характера и степени вскрытия пласта, его коллекторских свойств и пропускной способности фонтанных труб и подземного оборудования. При высоких дебитах газа может произойти разрушение пласта, прорыв подошвенных или краевых вод и ряд других нежелательных явлений.

Различают фактический и расчетный технологический режим работы скважин.

Фактический технологический режим работы скважин устанавливает геологическая служба промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.

Установление расчетного технологического режима состоит в определении изменения рабочих дебитов газа Q, пластовых, забойных и устьевых давлений с течением времени t в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом. Эти расчеты в комплексе с технико-экономическими показателями позволяют определить потребное число скважин n, установить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

Сущность расчетов технологического режима состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнения притока газа к забою с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины. По известным величинам Q(t) и Р_заб(t) определяют P_y(t) и далее P_rpn(t) и P_пrpc(t).

Здесь Р_заб - давление на забое скважины; Р_у - давление на устье; Р_грп - давление газа на входе в установку обработки газа; Р_пгрс - давление на входе в магистральный газопровод.

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические.

2.4.1 Геологические условия

Разрушение призабойной зоны. Если продуктивный пласт сложен рыхлыми породами, при эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны. Твердые частицы породы, содержащиеся в струе газа, способствуют разъеданию подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д.

Дебит газа, при котором не выносится опасное количество частиц породы, определяют по результатам исследования скважины на разных режимах, по характеру и количеству примесей, собираемых в сепараторах, и их влиянию на состояние оборудования в процессе эксплуатации. Если дебит газа ограничивается вследствие разрушения призабойной зоны в процессе эксплуатации данной скважины, то устанавливают депрессию на забое (градиент давления), не превышающую полученное максимально допустимое значение по данным исследования скважины. Для увеличения предельного значения допустимой депрессии в рыхлых коллекторах и предотвращения их разрушения предусмотрены работы по креплению призабойной зоны.

Образование языков и конусов обводнения. В месторождениях, где газо-водяной контакт находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий дебит газа ограничивают вследствие опасности образования конусов обводнения, что главным образом зависит от перепада давления и состояния призабойной зоны.

Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует коррозии оборудования и усиленному образованию гидратов. Поэтому при эксплуатации таких скважин, как правило, следует установить максимальный дебит, а, следовательно, и максимальную депрессию, при которой скважины не обводняются. Дебит газа и максимальную депрессию, при которых не происходит прорыв подошвенных вод, определяют расчетным способом и проверяют опытным путем, эксплуатируя скважину на различных режимах.

В процессе разработки месторождения при общем подъеме контакта газ - вода безводные предельные дебиты и депрессии по скважинам будут уменьшаться.

2.4.2 Технологические условия

К технологическим условиям, влияющим на выбор режима работы скважины, можно отнести следующие:

- образование гидратов в стволе скважин;

- коррозия насосно-компрессорных труб;

- образование гидратов в призабойной зоне пласта;

- обеспечение оптимальных условий при обработке газа;

- необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;

- обеспечение минимума пластовых потерь давления в зависимости от расположения скважин и регулирования дебитов по отдельным скважинам и максимального значения коэффициента газо и конденсатоотдачи пласта.

2.4.3 Технические условия

Технические условия, влияющие на дебит газа, следующие:

- Неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования. В ряде случаев забой засоряется грязью, которая устраняется продувкой или промывкой забоя. Иногда улучшить условия выноса жидкости и твердых частиц с забоя можно увеличением глубины спуска фонтанных труб или повышением расхода газа.

- Недоброкачественность цементажа колонн, что может привести к прорыву верхних или нижних вод. В этом случае необходимо провести работы по изоляции притока вод. Иногда для изоляции вод в скважину закачивают цементный раствор с последующей ее перфорацией и освоением.

- Не герметичность обсадной колонны, что может вызвать приток воды или утечку газа. В таких скважинах необходимо проводить ремонтные работы.

- Вибрация устьевого оборудования, наблюдаемая при значительных расходах газа. Если появилась вибрация, необходимо уменьшить расход газа.

- Опасность разрыва колонны обсадных труб с увеличением давления в скважине выше расчетного, что обычно отмечается при эксплуатации скважин, в которые спущены эксплуатационные колонны, рассчитанные на давление меньше фактического. В таких скважинах снижать дебит меньше допустимого и останавливать ее для измерения пластового давления не разрешается, пока давление в пласте не упадет до допустимого. Вместо этого следует установить пакер, а межтрубное пространство над ним залить жидкостью.

Эксплуатационную колонну и другое скважинное оборудование рассчитывают на прочность и сохранение устойчивости при снижении давления в ней до атмосферного при таком условии, чтобы скважину можно было эксплуатировать в течение всего периода разработки месторождения.

2.4.4 Экономические условия

Экономические условия сводятся к расчетам и выбору основных технико-экономических показателей рационального распределения потерь давления по системе ''пласт-скважина-газопровод'' в целом. Потери давления в скважине и во всей системе добычи газа должны быть такими, при которых приведенные затраты по месторождению будут наименьшими.

Установление того или иного дебита газа часто определяется потребностью в нем. Обычно летний период характеризуется сокращением потребления, и, следовательно, дебит газа по отдельным скважинам в это время уменьшается. Иногда часть скважин совершенно отключают.

месторождение газ скважина

3. Проектная часть

3.1 Результаты газодинамических исследований скважин месторождения

Гидродинамические исследования залежей месторождения Южно-Луговское проводилось в 2004 г. в скважинах №№ 11, 12, 13, 16. В результате обработки данных по продуктивным залежам XII, XII и XIII горизонтов определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, гидро и пьезопроводность.

Исследования скважин проводились по методу смены стационарных режимов фильтрации. При исследовании, вся продукция из скважины поступала в вертикальный сепаратор, где происходило разделение жидкости и газа. Жидкость из сепаратора поступала в мерную ёмкость, а газ проходил через прувер и сжигался на факеле. На каждом режиме работы скважины замерялись давления на устье, прувере и в сепараторе образцовыми манометрами, а температура в этих точках замерялась лабораторными термометрами. Пластовое и забойное давления замерялись глубинными манометрами, а температуры на забое - максимальным термометром. Также пластовые давления рассчитывались по статическому давлению на устье скважин.

Дебит газа рассчитывался по давлению и температуре на прувере. По полученным дебитам газа, пластовым и забойным давлениям, графически определены параметры уравнения притока. Дебит жидкости замерялся по времени наполнения мерной ёмкости. Проницаемость пласта определялась по коэффициенту «А» из уравнения притока и по коэффициенту «В» полученному в результате обработки кривой нарастания забойного давления.

Данные по результатам исследований приведены на Рисунках 6 А; 7 А; 8 А; 9 А.

3.2 Подсчет запасов газовой залежи XII^б пласта (объемным методом)

Запасы, то есть объем газа, находящегося в пласте, при реализации данного метода определяется исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем:

, (1)

или

, (2)

где dQ_з - запас газа в элементе газоносного пласта объёмом dV, приведённый к стандартным условиям, р - пластовое давление, МПа; Т - пластовая температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых давлении и температуре для данного состава газа; m - пористость; б - коэффициент газонасыщенности; dЩ - объём порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, p, T, z, б переменные как по мощности, так и по площади залежи.

Запасы газа определяются путём интегрирования уравнения (1) в пределах 0 - Q_з и 0 - V:

, (3)

Интегрирование по объёму можно заменить интегрированием по площади F газоносной части пласта и по эффективной толщине h пласта:

, (4)

Здесь dF и dh - соответственно площадь и эффективная толщина элемента dV газоносного пласта.

Методика определения запасов газа по формуле (4) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы по следующей формуле:

, (5)

где i - число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносят на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми значениями, получают карту удельных запасов газа. По этой карте определяются площади, соответствующие каждому значению I. Запасы газа для пласта в целом определяются по формуле:

, (6)

В нашем случае, поскольку пласт вскрыт одной скважиной, формула для подсчёта запасов газа значительно упростится:

, (7)

В данной формуле использованы средние значения соответствующих параметров. Балансовые запасы газа газовой залежи XII^б пласта, определённые объемным методом составили 80,5 млн. м³.

Результаты расчетов смотрите Таблица 4 Б.

3.3 Анализ текущего состояния разработки

3.3.1 Характеристика фонда скважин и текущих дебитов

Глубокое разведочное бурение на площади было начато в 1974 г. Первые промышленные притоки газа получены в 1975 г. Опытная эксплуатация скважин начата с октября 1993 г. на основании выполненной работы.

В 1998 г. была выполнена работа, в которой к бурению рекомендовано 8 скважин (13 Юл, 14 Юл, 15 Юл, 16 Юл, 7 Зл, 8 Зл, 9 Зл, 10 Зл). Пробуренные скважины внесли изменения о структуре месторождения.

Всего на Южно-Луговском месторождение пробурено 13 поисково-разведочных скважин и 9 эксплуатационных. Из числа поисково-разведочных ликвидировано по различным причинам 10 скважин (№№ 2 Юл, 4 Юл, 5 Юл, 8 Юл, 1 Зл, 2 Зл, 3 Зл, 3 бис Зл, 4 Зл, 6 Зл). Две скважины (№№ 1 Юл, 5 Юл) находятся в ожидании ликвидации. Одна скважина (№ 2 бис Зл) находится в наблюдении. Действующий фонд составил 9 скважин (№№ 11 Юл, 12 Юл, 13 Юл, 14 Юл, 16 Юл, 7 Зл, 8 Зл, 9 Зл, 10 Зл).

Месторождение введено в разработку двумя скважинами (№ 11 Юл и 12 Юл) в 1993 г., средний дебит одной скважины составил порядка 15 тыс. м³/сут. В 1997 году введена в эксплуатацию скважина № 2 бис Зл с дебитом 20 тыс. м³/сут. За весь период эксплуатации месторождения средний дебит газа одной скважины изменялся от 15 тыс. м³/сут. до 30 тыс. м³/сут. и на 1.01.05 г. составил 24 тыс. м³/сут. Максимальный средний дебит газа приходится на 1996 год по скв. 11 Юл и 12 Юл введенных в эксплуатацию в 1993 г. и составлял 30 тыс. м³/сут.

Скважина № 12 Юл введена в эксплуатацию на XIII^а пласт Центрального блока (интервал перфорации 1342 - 1349 м отн. отм.) в октябре 1993 г. с начальным дебитом газа 7 тыс. м³/сут. на штуцере 4 мм. В октябре 1996 г. дополнительная перфорация XII пласта (интервал перфорации 1271-1349 м отн. отм.). Средний дебит газа за период с 1993 - 2004 гг. изменялся от 9 до 25 тыс. м³/сут. Максимальный среднесуточный дебит приходится на 2002 год и составил 25 тыс. м³/сут. На 1.01.05 г. дебит скважины снизился до 21 тыс. м³/сут., ввиду ограничения добычи газа.

XIII^a пласт Северного блока.

Скважина № 11 Юл введена в эксплуатацию на XIII^а пласт Северного блока (интервал перфорации 1287 - 1300 м отн. отм.) в октябре 1993 г. Начальный дебит при вводе в эксплуатацию составил 14 тыс. м³/сут. на штуцере 4 мм. В течение длительного периода эксплуатации, среднесуточный дебит изменяется от 23 до 40 тыс. м³/сут. Максимальный среднесуточный дебит приходится на 2003 год 40 тыс. м³/сут. при смене штуцера с 4 мм на 5 - 6 мм. Учитывая длительный период эксплуатации, работа скважины характеризуется стабильной безводной. На 1.01.05 г. дебит скважины составил 35 тыс. м³/сут.

Скважина № 13 Юл введена в эксплуатацию на XIII^а пласт Северного блока (интервал перфорации 1316 - 1336 м отн. отм.) в ноябре 2001 г. с начальным дебитом 30 тыс. м³/сут. на штуцере 4 мм. Максимальный среднесуточный дебит равняется 44 тыс. м³/сут. в 2003 году при переходе диаметра штуцера на 6 мм.

Скважина № 16 Юл введена в разработку на XIII^а пласт Северного блока (интервал перфорации 1283 - 1301 м отн. отм.) в декабре 2002 г. с среднесуточным дебитом 24 тыс. м³/сут. на штуцере 6 мм, скважина работает стабильно.

Скважина № 14 Юл введена в эксплуатацию на XII^б пласт Северного блока (интервал перфорации 1262 - 1289 м отн. отм.) в декабре 2002 г. с начальным среднесуточным дебитом 24 тыс. м³/сут. на штуцере 8 мм. За период разработки дебит снизился, в результате смены штуцера с большего диаметра на меньший 4 мм.

XIII^a пласт Золоторыбного блока.

Скважина № 2 бис Зл введена в разработку на XIII^а пласт Золоторыбного блока (интервал перфорации 1380 - 1401 м отн. отм.) в 1997 г. с среднесуточным дебитом 20 тыс. м³/сут. на штуцере 4 мм. Скважина № 2 бис Зл расположена в газо-водяной зоне. В период с 1997-2000 гг. скважина работала с постоянным дебитом 20 тыс. м³/сут. Среднесуточный дебит снижался постепенно, по мере поступления воды в скважину. На дату составления отчета составил 11 тыс. м³/сут., давление на устье снизилось с 10,4 до 4,6 МПа, учитывая расположение скважины, скважина № 2 бис Зл обводнилась, что и подтверждается разработкой.

Скважины № 9 Зл и 10 Зл введены в разработку на XIII^а пласт Золоторыбного блока (интервал перфорации 1352 - 1374 м отн. отм., 1324 - 1338 м отн. отм.) в декабре 2002 г. с среднесуточным дебитом 28 - 26 тыс. м³/сут. на штуцере 8 - 6 мм. Снижение дебита происходит за счет смены диаметра штуцера с большего на меньший.

XIII^б пласт Золоторыбного блока.

Скважина № 8 Зл введена в разработку на XIII^б пласт Золоторыбного блока (интервал перфорации 1359 - 1373 м отн. отм.) в декабре 2002 г. начальным среднесуточным дебитом 26 тыс. м³/сут. на штуцере 6 мм.

Скважина № 7 Зл введена в разработку на XIII^б пласт Золоторыбного блока (интервал перфорации 1357 - 1374 м отн. отм.) в январе 2003 г. с среднесуточным дебитом 38 тыс. м³/сут. на штуцере 8 мм.

Начальные рабочие дебиты эксплуатационных скважин, вводимых в 1993 г., были невысокими. Самая малодебитная скв. 2 бис Зл (11 тыс. м³/сут.), в 2004 году выбыла из действующего фонда ввиду обводнения и переведена в наблюдение. С наибольшими дебитами работают скв. 11 Юл, 13 Юл, 10 Зл (38 - 46 тыс. м³/сут.).

3.3.2 Характеристика технологических показателей разработки

За 12 лет эксплуатации месторождения основной отбор газа велся по 4 залежам X^а, XI, XII и XIII горизонтов скважинами №№ 1 Юл, 5А Юл, 11 Юл, 12 Юл, 13 Юл, 14 Юл, 16 Юл, 2 бис Зл, 7 Зл, 8 Зл, 9 Зл, 10 Зл.

На 1.01.05 год отобрано 128 млн. м³ газа, что составляет 6,1 % от начальных балансовых запасов месторождения и 8,2 % от вовлеченных (1557 млн. м³) в разработку запасов газа, в том числе 10 млн. м³ газа - аварийные потери при бурении скважины № 13 Юл (с VII горизонта). Месторождение разрабатывается с отборами 1,5 - 24,7 млн. м³ газа в год, что соответствует темпам отборов 0,1 - 1,6 %, коэффициент эксплуатации изменяется от 0,422 до 0,654. Фонд скважин в процессе разработки месторождения изменяется от 2 до 10 скважин.

Максимальная добыча газа приходится на 2003 год - 24,7 млн. м³, при этом фонд скважин составлял 10, средний дебит одной скважины - 28 тыс. м³/сут. Среднегодовой отбор в 2004 г. составил 22,2 млн. м³. Снижение отборов газа связано с ограничением потребления газа.

В виду того, что ранее месторождения Южно-Луговское и Золоторыбное рассматривались как самостоятельными месторождениями друг от друга, провести сопоставление проектных и фактических показателей разработки нет возможности.

В границах Южно-Луговского месторождения выделяют три блока: Северный дренируется скв. №№ 1 Юл, 14 Юл, 11 Юл, 13 Юл, 16 Юл, Центральный - скв. № 5А Юл, 12 Юл, Золоторыбный - скв. №№ 2 бис. Зл, 7 Зл, 8 Зл, 9 Зл, 10 Зл.

Ниже приводится краткий анализ разработки газовых залежей.

Северный блок

Залежь X^а пласта пластовая, сводовая, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом утвержденные в ЦКЗ (2003г.) составляют 53 млн. м³ категории С₁. Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1045 м. Нижния граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1067 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 6,7 м. Принятое начальное пластовое давление - 11,27 МПа.

Залежь разрабатывалась кратковременной добычей поиского-разведочной скважиной № 1 Юл (интервал перфорации 1100 - 1118 м отн. отм., 1047 - 1065 м абс. отм.), расположенной в сводовой части. Расстояние от нижних отверстий перфорации до контакта «газ-вода» составляет 2 м. Скважина работала в течение двух месяцев в 1995 г., затем резко обводнилась. На 1.01.05 г. отбор газа составил 0,09 млн. м³ или 0,2 % от начальных балансовых запасов газа. На данный момент скважина находится в консервации, по техническим причинам в дальнейшем ожидает ликвидации.

Залежь XII^б пласта пластовая, сводовая, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом утвержденные в ЦКЗ (2003г.) составляют 78 млн. м³ категории С₁. Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1205 м. Нижния граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1257 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 7,6 м. Принятое начальное пластовое давление - 12,78 МПа.

Залежь разрабатывается одной эксплуатационной скважиной № 14 Юл (интервал перфорации 1262 - 1289 м отн. отм., 1215 - 1242 м абс. отм.), расположенной вблизи нарушения. Расстояние от нижних отверстий перфорации до НГГ составляет 15 м. Залежь разрабатывается в течение 3-х лет с дебитами 20 - 25 тыс. м³/сут. Годовой отбор изменялся от 0,04 до 2,04 млн. м³, что соответствует темпу отбора 0,05 - 2,61 %, коэффициент эксплуатации изменяется от 0,05 до 0,5. Максимальный годовой отбор - 2,039 млн. м³ приходится на 2003 г., что соответствует темпу отбора 2,61 % от запасов газа, содержащихся в залежи. В 2004 г. отбор газа уменьшился, дебит составил 20 тыс. м³/сут.

За время разработки залежи пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 15 % и составило 10,89 МПа.

Всего по состоянию на 1.01.05 г. из залежи отобрано 4 млн. м³ газа или 5 % от начальных запасов газа.

Залежь XIII^а пласта является пластовой, сводовой, тектонически - экранированной. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом составляют 148 млн. м³ категории С₁ утвержденные в ЦКЗ (2003г.). Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1243 м. Нижняя граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1293 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 12,9 м. Начальное пластовое давление - 13,47 МПа.

Разработка пласта с 1993 г. велась скв. № 11 Юл, в 2001 г. в эксплуатацию вступила скв. 13 Юл, и в 2002 г. - скв. 16 Юл. В настоящее время залежь дренируется тремя эксплуатационными скважинами (№11 Юл, 13 Юл, 16 Юл). Расстояние от нижних отверстий перфорации до НГГ по скв. 11 Юл, 13 Юл, 16 Юл составляет 36 м, 25 м, 32 м.

Залежь разрабатывается в течение 12 лет с дебитами 23 - 37 тыс. м³/сут. Годовой отбор изменялся от 0,9 до 9,5 млн. м³, что соответствует темпу отбора от подсчитанных объёмным методом запасов 0,7 - 6,4 %, коэффициент эксплуатации изменялся от 0,718 до 0,355.

Максимальный отбор газа 9,535 млн. м³ приходится на 2003 г., что соответствует темпу отбора 6,44 %. Среднегодовая добыча газа в 2004 г. составила 7,243 млн. м³, средний дебит одной скважины 29 тыс. м³/сут., эксплуатационный фонд 3 скважины.

За период разработки залежи пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 20 % (10,78 МПа), по скв. 13 Юл на 17 % (11,12 МПа) и по скв. 16 Юл на 22 % (10,51 МПа).

Всего по состоянию на 1.01.05 г. из залежи отобрано 57 млн. м³ газа или 38 % от начальных запасов газа.

Центральный блок

Залежь XI-2 пласта пластовая, сводовая, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом утвержденные в ЦКЗ (2003г.) составляют 114 млн. м³ категории С₁. Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1128 м. Нижния граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1214 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 8,7 м. Принятое начальное пластовое давление - 12,84 МПа.

Разработка залежи осуществлялась кратковременной добычей (1994 г.) поисково-разведочной скважиной № 5А Юл (интервал перфорации 1235 - 1245 м отн. отм., 1204 - 1214 м абс. отм.), расположенной в газо-водяной зоне. Расстояние от нижних отверстий перфорации до НГГ, соответствует принятому НГГ - 1214 м. Отбор газа в 1994г. составил 0,1 млн. м³. Расположение скважины и перфорация пласта, явилось причиной резкого обводнения пласта. На данный момент скважина находится в консервации и в дальнейшем ожидает ликвидацию, по причине отсутствия объекта перевода.

Залежь XIII^a пласта пластовая, сводовая, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом утвержденные в ЦКЗ (2003г.) составляют 121 млн. м³ категории С₁. Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1302 м. Начальный контакт «газ-вода» принят на отметки (ГВК) - 1324 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 13,5 м. Принятое начальное пластовое давление - 14,29 МПа.

Разработка залежи XIII^a пласта велась с октября 1993 г. эксплуатационной скважиной № 12 Юл (интервал перфорации 1342 - 1349 м отн. отм., 1304 - 1311 м абс. отм.), расположенной в оптимальных условиях залежи. Расстояние от нижних отверстий перфорации до контакта «газ-вода» составляет 13 м. После окончания бурения (в 1988 г.) скважина находилась до 1993 г. в консервации, ввиду отсутствия обустройства месторождения. Начальный дебит по скважине при вводе в эксплуатацию составил 7 тыс. м³/сут.

Залежь работала в течение 12 лет с дебитами 9 - 24 тыс. м³/сут. Годовой отбор изменяется от 0,5 до 3,729 млн. м³, что соответствует темпу отбора 0,18 - 1,33 % от подсчитанных объёмным методом запасов, коэффициент эксплуатации изменяется от 0,327 до 0,697. До июня 1996 г. залежь XIII^a пласта разрабатывалась как самостоятельный объект, в 1996 г. в продукции появилась вода. В октябре 1996 г. был произведен ремонт скважины с дополнительной перфорацией наиболее проницаемых пластов XII горизонта и на 1.01.05 г. скв. 12 Юл разрабатывает совместно одним объектом XIII^a+XII^a+XII^б пласты, вовлеченные запасы газа составили 281 млн. м³.

Максимальный отбор газа приходится на 2002 г. и составил 3,729 млн. м³ при темпе отбора 1,33 %. Среднегодовая добыча газа в 2004 г. составила 2,437 млн. м³, средний дебит одной скважины 21 тыс. м³/сут.

За период разработки залежи пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 17 % и составило 11,79 МПа.

Всего по состоянию на 1.01.05 г. из залежи отобрано 25 млн. м³ газа или 9 % от начальных запасов газа.

Золоторыбный блок

Залежь XIII^а пласта является пластовой, сводовой, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом составляют 410 млн. м³ категории С₁ утвержденные в ЦКЗ (2003г.). Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1301 м. Нижняя граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1368 м (абсол. отм.). Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади равна 15,5 м. Начальное пластовое давление 13,29 МПа.

Разработка пласта велась с 1997 г. поисковой скв. 2бис Зл в течение 5 лет, в 2002 г. в эксплуатацию вступают две эксплуатационные скв. 9 Зл и 10 Зл.

Залежь разрабатывалась в течение 8 лет с дебитами 14 - 24 тыс. м³/сут. Годовой отбор изменяется от 0,716 до 6,913 млн. м³, что соответствовало темпу отбора 0,17 - 1,69 % от подсчитанных объёмным методом запасов, коэффициент эксплуатации изменяется от 0,762 до 0,411.

Максимальный отбор газа 6,913 млн. м³ приходится на 2003 г., что соответствует темпу отбора 1,69 %. Среднегодовая добыча газа в 2004 г. составила 5,757 млн. м³, средний дебит одной скважины 24 тыс. м³/сут., эксплуатационный фонд 2 скважины. Скважина № 2 бис Зл с июня 2004 г. выбыла из действующего фонда и находится в наблюдении по причинам обводнения. Учитывая то, что скважина расположена в газо-водяной зоне, пласт перфорирован в скв. № 2 бис Зл на всю мощность и расположение нижних перфорационных отверстий ниже на 2 м контакта НГГ. Из этого следует, что обводнение скважины связано с подъемом газоводяного контакта и подтягивания конуса подошвенной воды к нижним отверстиям перфорации.

За период разработки залежи пластовое давление снизилось скв. 9 Зл по сравнению с начальным на 15 % (11,25 МПа) и по скв. 10 Зл на 10 % (11,97 МПа).

Всего по состоянию на 1.01.05 г. из залежи отобрано 23 млн. м³ газа или 6 % от начальных запасов газа.

Залежь XIII^б пласта является пластовой, сводовой, тектонически - экранирована. Начальные запасы газа подсчитанные объемным методом составляют 320 млн. м³ категории С₁ утвержденные в ЦКЗ (2003г.). Глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1324 м. Нижния граница газонасыщения принята на отметки (НГГ) - 1385 м. Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади равна 12,2 м. Начальное пластовое давление 13,71 МПа.

Разработка пласта велась с 2002 г. одной поисковой скв. 8 Зл, и в 2003 г. в эксплуатацию вступает поисковая скв. 7 Зл.

Залежь разрабатывается в течение 3-х лет с дебитами 21 - 32 тыс. м³/сут. Годовой отбор изменялся от 0,072 до 5,377 млн. м³, что соответствует темпу отбора 0,02 - 1,68 %, коэффициент эксплуатации изменялся от 0,087 до 0,599.

Максимальный годовой отбор приходится на 2004 г. и составляет 5,377 млн. м³ при темпе отбора 1,68 %. Средний дебит одной скважины в 2004 г. составил 21 тыс. м³/сут., фонд 2 скважины.

За период разработки XIII^б пласта было выполнено по одному замеру пластового и статического давления в скв. 7 Зл и скв. 8 Зл (2004 г).

За период разработки залежи пластовое давление снизилось скв. 7 Зл по сравнению с начальным на 12 % (12,06 МПа) и по скв. 8 Зл на 10 % (12,31 МПа).

Всего по состоянию на 1.01.05 г. из залежи отобрано 9 млн. м³ газа или 3 % от начальных запасов газа.

3.4 Расчет технологического режима разработки месторождения

Исходя из того, что Южно-Луговское месторождение в основном образованно не устойчивыми породами, то существует опасность образования конуса и языков обводнения, поэтому в данном случае будем рассматривать режим постоянной депрессии.

3.4.1 Режим постоянной депрессии

Этот режим используют при тех же условиях, что и при режиме постоянного градиента. В этом случае ДP = P_пл - Р_заб = const.

Результаты, получаемые в процессе эксплуатации скважин на режиме постоянной депрессии, режиме постоянного градиента давления, примерно одинаковые. Поэтому условия выбора этих режимов также одинаковы.

Если известна зависимость Q_r от t, методика расчета состоит в следующем.

По известному Q_r от t строится график Q_д от t, задаваясь различными значениями t и по графику Q_д от t, определяется Q_д для данного значения времени t. Дебит, соответствующий данному значению времени t, находят по формуле

(8)

Рассчитываем изменение Р_пл во времени

(9)

Изменение Р_заб определяется из формулы

При постоянном отборе газа (Q_r=const) Q_д = Q_г · t дебит газа определяется по формуле (8), где вместо Q_д следует подставлять Q_r (t).

Методика расчета в этом случае та же, что и для условия Q_r = Q_r · t.

При периоде падающей добычи газа (n = const) дебит всех скважин считаем одинаковым. Задаемся рядом значений Q и находим время, соответствующее данному Q

(10)

Далее по формуле (9) определяем Р_пл

После проведения расчетов выяснено, что при режиме постоянной депрессии оптимальное Рпл = 12,63 МПа; Рз = 7,7 МПа, а увеличение этих параметров приведет к образованию конусов или языков обводнения, а также к разрушению призабойной зоны пласта.

Результат расчета смотрите Таблица 5 Б.

3.5 Борьба с осложнениями при добыче газа на месторождении

Эксплуатация скважин Южно-Луговского газового месторождения, по анализу промысловых данных, осложнена их низкой продуктивностью, водопескопроявлением и гидратообразованием.

Основной причиной осложнений при эксплуатации газовых скважин является обводнение. Накапливающаяся в подъемных трубах жидкость способствует увеличению потерь по лифту, самопроизвольному уменьшению дебита скважины, пульсации при ее работе, что может привести к полному прекращению её работы.

Вынос жидкости на поверхность возможно осуществлять:

- продувками скважин;

- увеличением скорости потока газа за счет повышения дебита или уменьшения диаметра лифтовых труб;

- снижением плотности удаляемой с забоя жидкости (создание пены путём ввода различных ПАВ);

- проведением изоляционных работ;

При этом периодическая продувка скважин является наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости, однако этот путь менее предпочтителен, так как ведет к определенным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна, а также к значительному, хотя и кратковременному, увеличению депрессии на пласт, что может явиться следствием более интенсивного притока пластовой воды к забою за счет увеличения конуса обводнения. Наиболее эффективными способами являются замена подъемного лифта и проведение изоляционных работ, но они несут за собой высокие капитальные вложения. Но для однозначного решения этого вопроса на данном месторождении рекомендуется также провести опытно-промышленные испытания по удалению жидкости из скважин с помощью ПАВ различных модификаций.

Газ месторождения метанового типа. Значения устьевых температур выше равновесной температуры гидратообразования, поэтому возможность гидратообразования в стволе скважины имеет ограниченные масштабы распространения. Для предотвращения образования гидратов в скважине предусматривается дозированная подача метанола на устье.

Содержание углекислого газа в природном газе, добываемом на месторождении колеблется от 0,11 до 0,6 9 %, таблица 6.

Таблица 6 - Характеристика коррозионной активности газа

Приведенные данные свидетельствуют о низкой коррозионной активности углекислого газа в добываемой продукции и, следовательно, специальных мероприятий по предотвращению коррозии проводить не требуется.

Согласно представленной информации и результатов обработки данных исследований эксплуатационных скважин в период разработки, для дальнейшей эксплуатации скважин рекомендованы мероприятия по предупреждению осложнений, таблица 7.

Таблица 7 - Мероприятия по предупреждению осложнений

3.5.1 Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса добычи газа

Расчёт нормы расхода метанола производится в следующей последовательности.

1) По формуле Р. Бюкачека определяем влагосодержание газа в начальной точке (перед штуцером) b₁ и в конечной точке (после штуцера) b₂ защищаемого участка, г/м³:

(11)

где P_i - давления в начальной и конечной точках защищаемого участка, МПа; A_i - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа, в соответствующих точках защищаемого участка; B_i - поправка на неидеальность природного газа в соответствующих точках защищаемого участка (берётся из таблиц).

2) Вычисляем количество воды, выделившееся из газа при его движении, т. е. то количество воды, которое должно быть обработано реагентом, ДW, г/м³:

(12)

3)Находим из таблиц значение равновесной температуры гидратообразования для данного состава газовой смеси при действующем давлении в конечной точке защищаемого участка t_гидр,° С.

4) Рассчитываем степень необходимого понижения температуры Дt,° С:

(13)

где t₂ - температура газа в конце защищаемого участка,° С.

5) Определяем концентрацию отработанного (насыщенного) реагента C₂, % масс.:

(14)

где M - молекулярная масса ингибитора, кг/кмоль; K - коэффициент типа раствора. Для метанола M = 30,0417 кг/кмоль, K = 1295.

Концентрация отработанного реагента C₂ является минимально необходимой концентрацией, достаточной для поддержания величины Дt, обеспечивающей безгидратный режим обработки газа, поэтому в последующих пунктах расчёта нормы расхода рекомендуется принимать значение C₂ большим полученного на 10 - 20 %.

6) Исчисляем составляющую нормы расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу, H_ж, г/м³:

(15)

где C₁ - начальная концентрация метанола, % масс. (относится к исходным данным).

7) Особенностью метанола при использовании его в качестве ингибитора гидратообразования является значительное распределение реагента в газовую фазу ввиду большой летучести, поэтому при расчёте нормы расхода метанола необходимо определить ту её составляющую, которая приходится на газовую фазу. Находим из таблиц коэффициент распределения ингибитора в газовой фазе, представляющий отношение содержания реагента в газе, необходимого для насыщения последнего, к концентрации метанола в жидкости, б, г/1000 м³ · % масс.

8) При содержании отработанного метанола в жидкой фазе более 30 % следует вводить поправку на содержание реагента в жидкости q_попр, г/м³.

9) Рассчитываем составляющую нормы расхода метанола, переходящего в газовую фазу, H_г, г/м³:

б (16)

10) Определяем норму расхода метанола на технологический процесс H, г/м³:

(17)

11) Рассчитываем суточную норму расхода метанола на технологический процесс H_сут, кг/сут:

(18)

где Q - суточное количество (объём) обрабатываемого газа, тыс. м³/сут.

Результат расчета количества метанола смотреть таблица 8 Б.

3.5.2 Расчета лифта газовых скважин

Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.

Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.

Используя закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

, (19)

при заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна

, (20)

где Q₀ - дебит скважины при стандартных условиях (давление Po = 0,1 Мпа, температура T₀ =273 К), м³/сут.;

P₃, T₃ - давление и температура газа на забое, Па, К;

Z₀, z₃ - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T₀, P₀ и Т, Р;

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м².

d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

F=рd² / 4 , (21)

Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v_кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность

, (22)

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле

, (23)

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб

, (24)

При определении диаметра фонтанных труб из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А. Адамова.

, (25)

где P₂ - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

s - показатель степени, равный s = 0,03415 с_г L / ( Т_срz_ср);

с_г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т_ср - средняя температура газа в скважине, К;

Q₀ - дебит скважины при стандартных условиях, тыс. м³ /сут;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

z_ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т_ср и среднем давлением Р_ср = (Pз + P₂ ) / 2.

Так как P_з неизвестно, то z_ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Q₀ и соответствующие ему забойное давление P_з известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P₂ диаметр фонтанных труб определяем из формулы (3.5.15) в виде:

, (26)

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величены с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

Результат расчета лифта смотреть таблица 9 Б.

4. Экономическая часть

4.1 Исходные положения

Технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Южно - Луговское выполнена с учетом основных положений, изложенных в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике.

Технико-экономические расчеты выполнены:

- с учетом налогообложения в соответствии с изменениями и дополнениями Части второй Налогового кодекса РФ;

- в текущих ценах без учета инфляции;

- без учета налога на добавленную стоимость (НДС);

- расчеты выполнены в рублевом эквиваленте.

Для оценки по вариантам разработки месторождения определены эксплутационные затраты; капитальные затраты предусмотрены на: переход на вышележащий горизонт и бурение газовой скважины.

Эксплуатационные затраты добычи природного газа определены с использованием отчетных данных ООО «Анивагаз» за 2005 год.

При оценке эффективности добычи газа в условиях действующей налоговой системы в состав эксплуатационных затрат входят:

- текущие затраты;

- амортизационные отчисления;

- налоги, относимые на себестоимость продукции:

- налог на добычу полезных ископаемых в отношении природного газа (НДПИ);

- единый социальный налог (ЕСН);

- транспортный налог;

- земельный налог (плата за землю).

Амортизационные отчисления рассчитаны, исходя из балансовой и остаточной стоимости основных фондов по действующим нормам на их полное восстановление.

При определении финансового результата по каждому году принята следующая последовательность выплат из выручки от реализации газа:

-эксплуатационные затраты;

-налоги, выплачиваемые из прибыли.

Доход государства определяется налоговыми поступлениями.

4.2 Основные показатели экономической эффективности

В качестве основных показателей эффективности, рассматривались общепринятые в мировой практике критерии, основанные на анализе денежной наличности («cash flow» анализ):

- дисконтированный доход (NPV);

- внутренняя норма доходности или рентабельности;

- срок окупаемости капитальных вложений;

- максимальная отрицательная величина накопленного денежного потока наличности.

Дисконтированный доход (или чистая текущая стоимость) определяется как сумма текущих эффектов за расчетный период, приведенная к начальному периоду осуществления проекта.

Соизмерение разновременных понесенных затрат и полученных результатов осуществляется путем их дисконтирования (приведения к начальному периоду). Норма дисконта равна приемлемой для Инвестора норме дохода на вкладываемый капитал.

Внутренняя норма рентабельности представляет ставку дисконтирования, при которой суммарный дисконтированный поток наличности обращается в ноль.

Экономический смысл внутренней нормы рентабельности - среднегодовая ставка доходности на вложенный капитал (по аналогии с банковской депозитной ставкой), которая обеспечивается инвестору в результате реализации проекта.

Срок окупаемости капитальных вложений определен как период, когда накопленный поток наличности становится положительным (т.е. капитальные вложения и все другие затраты, связанные с реализацией проекта, возмещаются доходом от его осуществления).

Максимальная отрицательная величина накопленного денежного потока определяется суммой отрицательных годовых значений денежного потока и отражает потребность во внешнем финансировании проекта.

4.3 Оценка экономической эффективности

Расчет показателей экономической эффективности эксплуатации газового месторождения Южно-Луговское выполнен для трех вариантов разработки.

Расчеты выполнены по цене реализации природного газа для местных потребителей; цена на 2005 год по ООО «Анивагаз» составила 1600 руб./тыс.м³.

Вариант 1 предусматривает разработку площади имеющимся фондом скважин (9 скважин). Режим разработки газовый. Рассматриваемый срок разработки 20 лет. В течение всего периода разработки инвестор имеет стабильный доход. Добыча газа составит 374,4 млн. м³. Проектный уровень добычи газа - 21,9 млн. м³ в год. Рентабельность составит 13,53 %. Дисконтированный доход (при норме дисконтирования 10 %) - 34,4 млн. рублей. Себестоимость добычи 1 тыс. м³ газа - 1358 руб. Смотреть таблица 10 Б.

Вариант 2 предусматривает разработку имеющимся фондом скважин, а также перевод скв. № 16 Юл на вышележащий горизонт. Режим разработки месторождения газовый. Рассматриваемый срок разработки 20 лет, в течение которого добыча газа составит 574,4 млн. м³ при ежегодном доходе инвестора. Проектный уровень добычи газа - 34 млн. м³. Рентабельность составит 13,61 %. Дисконтированный доход инвестора (при норме дисконтирования 10 %) составит 52,4 млн. рублей. Себестоимость добычи 1 тыс. м³ газа - 1357 руб. Смотреть таблица 11 Б.

Вариант 3 в 2008 году предусматривает дополнительно ввод из бурения одной скважины и как по 2 варианту перевод скважины на вышележащий горизонт. Режим разработки месторождения газовый. Рассматриваемый срок разработки 20 лет, в течение которого добыча газа составит 623,3 млн. м³ при ежегодном доходе инвестора. Проектный уровень добычи газа - 34,4 млн. м³. Рентабельность составит 9,46 %. Дисконтированный доход инвестора (при норме дисконтирования 10 %) составит 30,3 млн. рублей. Себестоимость добычи 1 тыс. м³ газа - 1416 рублей. Смотреть таблица 12 Б.

Технико-экономическая оценка показывает (таблица 13 Б), что для реализации экономически приемлем второй вариант разработки, т.к. характеризуются максимальным доходом 106,3 млн. руб.; рентабельностью 13,61 %; сроком окупаемости в течение года. Результат экономической эффективности графически представлен на рисунке 10 А.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Анализ аварийных ситуаций

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений должны соблюдаться правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. При этом следует исходить из того, что опасность для обслуживающего персонала обусловлена следующими факторами:

- высокими давлением и температурой добываемых углеводородных и неуглеводородных газов;

- использованием в технологических процессах вредных химических веществ - ингибиторов коррозии и гидратообразования, различных сорбентов, ртути в приборах;

- необходимостью проведения на месторождениях газоопасных и огневых работ;

- необходимостью круглосуточного обслуживания оборудования и установок в различных метеорологических условиях.

Исходя из этих факторов безопасное ведение работ на месторождениях возможно при:

- изготовлении и сооружении газопромыслового оборудования и коммуникаций, обеспечивающих гарантированную безопасность их эксплуатации и обслуживания;

- управлении процессами добычи газа и конденсата, обеспечивающими безопасность всех работ на месторождении;

- проведении плановых профилактических работ с целью предотвращения аварийного состояния оборудования;

- запрещении работ с применением приспособлений и устройств, могущих представлять опасность для оборудования и персонала.

Электробезопасность и противопожарная безопасность обеспечиваются использованием особых мер. Для предотвращения образования взрывоопасной смеси и опасности отравления необходимо обеспечивать герметичность всей арматуры и трубопроводов, как на скважинах, так и на установках подготовки газа, головных сооружениях и других объектах. Применять открытый огонь на территории взрывоопасных объектов без согласования с газоспасательным отрядом и пожарной частью запрещается. На каждой технологической установке должны вывешиваться: