Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

Исходя из имеющегося на месторождении опыта восстановления скважин: поисковой -2-Г и разведочной - 6-Г, с целью увеличения уровня добычи газа в июне 2006 г. также восстановлена разведочная скважина 16 в качестве добывающей. На дату анализа скважина эксплуатировалась со средними текущими дебитами: газа - 18.1 тыс.м³/сут и конденсата - 1.1 т/сут.

В Авторском надзоре за 2004 год [5] для доизучения южной части структуры, изучения изменчивости коллекторских свойств пластов в центральной части месторождения и увеличения объема добычи газа, предлагалось дополнительно пробурить 5 эксплуатационных скважин (118, 119, 120, 121, 122). За период ОПЭ пробурены четыре скважины, скважина 120 на дату анализа (01.07.07) находится в завершающей стадии бурения.

Оптимизация внутрискважинного оборудования

В период ОПЭ нижневизейского горизонта также проводились мероприятия по оптимизация внутрискважинного оборудования.

10-12.10.2005 г. на научно-техническом совещании АО "НИПИнефтегаз" совместно с ТОО "АмангельдыГаз" разработали Программу работ по восстановлению и стабилизации дебита газа по действующему фонду скважин месторождения Амангельды, согласно которой, необходимо было выполнить первоочередные мероприятия по ряду добывающих скважин. В том числе по скважине 2-Г рекомендовалось выполнить следующее: промыть забой и спустить НКТ до подошвы пласта В; изолировать затрубное пространство пакером.

Данная рекомендация по скважине 2-Г была реализована в 2006 г. В скважине 2-Г был проведен капитальный ремонт скважины. Основной причиной ремонта было восстановление работы после прекращения фонтанирования из-за накопления жидкости на забое, поступавшей из вышезалегающих водоносных пластов. С целью изоляции поступления воды из водоносных пластов при КРС был установлен пакер. После пуска в эксплуатацию и до 01.01.2007 г. скважина работала с постоянным дебитом газа и конденсата 100 тыс.м³/сут и 3.1 т/сут, что на 77.6 тыс.м³/сут и 2.7 т/сут выше, соответственно, чем до КРС и дебитом газа на 24.2 тыс.м³/сут выше, чем на начало эксплуатации. В январе-феврале 2007 г. был проведен повторный КРС по устранению негерметичности пакера, после которого дебит скважины в период до 01.07.2007 г. менялся в незначительных пределах и составил около 56 тыс.м³/сут.

2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки

Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

Месторождение Амангельды характеризуется очень сложным строением пород-коллекторов с невыдержанными по площади и разрезу коллекторскими свойствами пластов, с различными физико-химическими свойствами и составом газа и гидродинамическими характеристиками (пластовыми давлениями), что обуславливает необходимость определенного подхода к выделению объектов эксплуатации, основанном на анализе геолого-геофизической характеристики продуктивных пластов и горизонтов и учета технических и технологических возможностей их разработки.

Газоносность месторождения Амангельды связана с турнейскими, нижневизейскими, нижнесерпуховскими и пермскими отложениями. При этом залежи газа и конденсата, которые могут служить промышленными объектами разработки, установлены в нижневизейском и пермском продуктивных горизонтах и учтены Государственным балансом в 1981 г. [1]. По результатам пересмотра материалов геологоразведочных работ и новых данных бурения в 1996 году были пересчитаны геологические запасы газа по нижневизейской залежи и переутверждены в ГКЗ РК [2].

В Проекте ОПЭ [3] (2001г.), для опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды, было обосновано выделение одного эксплуатационного объекта - нижневизейского горизонта.

Нижневизейский и пермский продуктивные горизонты характеризуются различными основными геолого-физическими параметрами пластов и различным составом газа (пермская залежь - азотно-гелевая). Так как на сегодняшний день разработка пермской азотно-гелиевой залежи технически и технологически невозможна, в связи с этим выделяется один эксплуатационный объект:

I объект - нижневизейский горизонт.

Основные исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Месторождение Амангельды. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта

Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводили, исходя из положений "Единых правил…" [9] и анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовой системы месторождения Амангельды с использованием опыта разработки и проектирования месторождений такого типа. В качестве расчетных вариантов рассмотрены 4 варианта разработки.

Общие положения для всех вариантов разработки

Разработка I объекта (нижневизейского горизонта) будет происходить на истощение - без поддержания пластовой энергии.

Размещение скважин - по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800х800 м).

Предусмотрено бурение скважин с проектной глубиной 2350 м. Начало бурения - 2009 год.

Характеристика расчетных вариантов

1. вариант - базовый. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление - 5 МПа.

2. вариант. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 скважины. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

3. вариант. Количество добывающих скважин - 33, в т.ч. бурение 8 скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

4. вариант. Количество добывающих скважин - 38, в т.ч. бурение 13 скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа.

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Месторождение Амангельды. I объект (нижневизейский горизонт). Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки

Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки с учетом естественного режима истощения пластовой энергии

Выбор расчетной модели данного месторождения при перечете запасов газа и конденсата выполнен, исходя из следующих основных соображений:

Расчет технологических параметров промышленной разработки эксплуатационного объекта месторождения основан на принятии режима работы залежи. В работе [3] приведены доводы в пользу газового режима, как ожидаемого режима работы залежи, то есть неизменность во времени порового газонасыщенного объема. При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовый режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. Согласно данным [1] "для всех продуктивных пластов месторождения Амангельды характерно развитие коллекторов в пределах газоносных полей и их выклинивание в зоне ГВК за счет вторичного цементирования порового пространства гранулярных пород с потерей ими проницаемостей". Поэтому принимаем, что в период промышленной разработки месторождения проявления водонапорного режима не ожидается.

Анализ экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям показывает различные возможные величины коэффициента газоотдачи (КИГ). Так, А.Л. Козлов считает, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторские свойства и т.д.) и начальных пластовых давлениях выше 5 МПа можно ожидать КИГ около 0.97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями КИГ составляет 0.7-0.8. В случае газового режима М.А. Жданов и Г.Т. Юдин КИГ рекомендуют принимать равным 0.9-0.95. [23]

Влияние на систему разработки месторождения и обустройство промысла оказывает характеристика потребителя (потребность в газе, требования, предъявляемые к его кондиции, обустройство промысла). Годовая потребность в газе определена АО "КазТрансГаз" в 400 млн.м³/год.

Выбор технологического режима работы скважин был сделан, исходя из условия потребления газа, давления в начале существующего магистрального газопровода, значение которого устанавливает режим заданного давления на устье скважины (поддержание заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье). Определяющим критерием технологических режимов скважин месторождения Амангельды является условие: Ру=const.

Основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений согласно работам [19, 20] прогнозируются путем совместного решения системы уравнений.

Принятая методика расчета показателей включает в себя уравнения описывающие работу системы "пласт-скважина" и необходимые замыкающие соотношения.

Зависимость средневзвешенного по объему текущего пластового давления от накопленной добычи газа определялось по уравнению материального баланса:

P(t) = Pпл.н z[P(t), Tпл ] z [ Pпл, Tпл ]1 Qдоб(t) Qн.зап, (2.2)

где: ( t) - средневзвешенное текущее пластовое давление;

z [ P ( t ), T ^пл ] z [ P^пл,T^пл ] - коэффициенты сверхсжимаемости при давлениях

P(t) и P _плн и температуре T _пл ;

Q н.зап - начальные запасы газа;

Q_доб( ) - добытое количество газа за время t с начала разработки залежи. Приток газа к вертикальным скважинам определялся по двучленному уравнению:

P²(t)-P_з²(t) = а_срQ(t) + b_срQ²(t) (2.3)

где: а_ср и b_ср - средневзвешенные (по дебиту) коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Qt - текущий дебит проектных скважин к моменту времени t с начала разработки залежи.

Уравнение распределения давления по стволу работающей вертикальной газовой скважины:

Р²заб - Q ²и

Р заб - Q иРуст = J (2.4)

где: e^2S - табличный коэффициент;

_п„ Z²ср*Т²ср ( _2S 1в = 1.337*А₅ [e -)

d вн - общий коэффициент сопротивляемости восходящего потока газа;

Z_ср - средний коэффициент сверхсжимаемости; л - коэффициент гидравлического сопротивления; d_вн - внутренний диаметр фонтанных труб; S - параметр, определяемый по формуле:

0.03415 *p*L

S= T z_cpT_cp(t) , (2.5)

где: L - длина фонтанных труб.

Замыкающие соотношения (количество скважин, годовая добыча, устьевое давление) определяются экономической эффективностью проекта, требованиями Заказчика и необходимостью поддержания давления на определенном уровне при входе газа на установку низкотемпературной сепарации. Как было упомянуто ранее, годовая потребность в газе определена Заказчиком в 400 млн.м³. До введения турбодетандера и дожимной компрессорной станции (ДКС) устьевое давление должно поддерживаться на уровне не ниже 5 МПа, исходя из фактических устьевых давлений (5.1-5.4 МПа) месторождения Амангельды на дату анализа, что позволит обеспечить нормальную работу УКПГ.

Годовой отбор газа:

q(t) Q _изв+0.5q(t )L Q_изв (3.4.3.5)

где q (t) - среднесуточная добыча газа (по результатам опробования). Количество скважин необходимое для поддержания заданной добычи:

nt ) = ( ) ^доб K (2.6)

Количество скважин на I объекте разработки (нижневизейской залежи) месторождения при его разбуривании по расчетным вариантам принято меняющимся от 26 до 38.

При определении конечного коэффициента извлечения газа использовались нижеследующие формулы:

Конечное пластовое давление:

T_ср=е^0.03415.--p_к (2.7)

где: p_к - конечное давление в пласте

Коэффициент извлечения газа рассчитывался по формуле:

р zв = 1- к_н рнzк (2.8)

2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

Выбор техники и технологии добычи газа основан на условиях эксплуатации скважин, которые определяются исходя из геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойств флюида и заданных условий эксплуатации скважин, рекомендуемого варианта разработки.

Коллекторы месторождения представлены переслаивающимися алевролитами и аргиллитами, песчаниками плотными и песчаниками газоносными. Несмотря на то, что 35 % скважин действующего фонда эксплуатируются открытым стволом с установкой щелевого фильтра, содержание мехпримесей в добываемой продукции на промысле не фиксируется.

В 2007 г. в большинстве скважин месторождения продолжается снижение среднесуточных дебитов по газу и конденсату. На дату составления проекта скважины работали при среднем устьевом давлении (Р_у) 5.7 МПа (интервал изменения от 5 до 5.8 МПа), среднем забойном давлении (Р_заб) 9.23 МПа (интервал изменения от 8.24 до 9.4 МПа), со среднесуточным дебитом по газу (Q_г) 37.1 тыс.м³/сут (интервал изменения от 3 до 107.9 тыс.м³/сут), по конденсату - 3 т/сут (интервал изменения от 0.1 до 9.3 т/сут), что ниже уточнённых показателей на 2007 г. на 2.07 тыс.м³/сут и 0.41 т/сут., соответственно.

Основными причинами меньших фактических дебитов являются: во-первых, геологические причины - низкая проницаемость коллекторов и их изменчивость по площади месторождения, во-вторых, технологические причины - накопление жидкости на забое скважин из-за недостаточной скорости потока (дебита газа) для выноса жидкости.

По данным ГИС наличие жидкости на забое отмечается в 9 скважинах (101, 103, 107, 109, 110, 112, 114, 115, 116), которая перекрывает перфорированные интервалы и снижает приток газа. Причинами наличия жидкости в скважинах 103, 107, 101, 112, 114, 115, 116 являются недостаточная очистка призабойной зоны при освоении, в скважине 110 низкий дебит (скорость потока), который не обеспечивает вынос всей жидкости из скважины. В силу чего, в скважинах и происходит накопление жидкости. В скважине 109 за счёт потери скорости на участке верх перфорации - башмак НКТ (башмак НКТ установлен выше интервала перфорации на 33 м) раздел фаз "газ+конденсат" - "газ+жидкость" находился на постоянном уровне 2276.6 м, что соответствует половине интервала залегания пачки "А" (2267.8-2282.8 м). При этом скважина работала с дебитом газа достаточным для выноса жидкости из скважины. В случае спуска НКТ до интервала перфорации раздел фаз "газ+конденсат" - "газ+жидкость" находился бы на 33 м ниже, что соответствовало бы глубине 2309.6 м (середина залегания пачки "В"), это способствовало бы увеличению притока газа.

Жидкость (конденсат) с забоя скважин в подъёмниках диаметром 60 мм выносится при дебитах газа от 37 тыс.м³/сут и выше, в подъёмниках диаметром 73 мм - от 60 тыс.м³/сут и выше. Эксплуатация газовых скважин проводилась, в основном, (18 скважин) с НКТ диаметром 73 мм, в 3-х (101, 106 и 118) - с комбинированной колонной НКТ диаметром 73 и 60.3 мм, в скважинах: 110, 121 и 122 с НКТ диаметром 60.3 мм. При этом, скважины оборудованные НКТ диаметром 73 мм, работали со средними градиентами давлений в подъёмнике 0.0017 МПа (от 0.00137 до 0.00279 МПа/м), диаметром 60.3 мм - 0.00198 МПа (от 0.00169 до 0.00231 МПа/м), с комбинированной колонной НКТ диаметром 73 и 60.3 мм - 0.00182 МПа (от 0.00156 до 0.00256 МПа/м).

По состоянию на 01.07.2007 г. из 23 действующих добывающих скважин, только 6 скважин: 104, 108, 109, 121, 122, 6-Г работают с дебитом газа 107.9, 74.6, 99.6, 65.5, 96.4, 61 тыс.м³/сут, соответственно, достаточным для выноса жидкости с забоя скважин, в остальных скважинах происходит накопление жидкости на забое, для удаления которой проводятся регулярные продувки скважин на УКПГ. Наличие жидкости на забое скважин обуславливает необходимость проведение испытаний других способов её удаления.

Для стабилизации и восстановления дебита газа в период пробной эксплуатации на 8 (101, 103, 105, 106, 107, 110, 111, 2-Г) скважинах были проведены КРС, из них на скважинах 105 и 110 дважды. В скважинах: 101, 103, 105, 110 КРС были связаны с дополнительной перфорацией и реперфорацией существующих интервалов перфорации, в скважине 106 - с бурением второго ствола, в скважине 107 - с промывкой забоя и спуском НКТ до подошвы пласта "В", в скважине 111 и повторный КРС в скважинах 105 и 110 - с радиальным бурением, в скважине 2-Г - с изоляцией водопритока из ранее перфорированного, вышележащего водоносного горизонта с использованием пакера. Результаты КРС приведены в главе 6.3.5.

На основе анализа данных работы скважин в период пробной эксплуатации определены условия эксплуатации скважин, влияющие на выбор техники и технологии добычи газа.

По рекомендуемому к реализации 3 варианту, скважины до 2009 г. должны эксплуатироваться при среднем значении забойного давления 6.65 МПа, в дальнейшем до 2017 г. при среднем значении забойного давления 4.47 МПа. Учитывая, что проектируемые забойные давления гораздо ниже давления конденсации газа (давление конденсации близко к пластовому давлению), в скважине будут создаваться условия движения двухфазного потока. При выпадении из потока конденсата возможны осложнения при добыче, связанные с накоплением его на забое, что может привести к снижению дебита газа. Для выявления осложнений такого рода и разработки мероприятий по их предупреждению и устранению, в условиях разработки данного месторождения, необходимо рассмотреть характер и условия выпадения и возможного накопления конденсата на забое.

Для расчёта критической скорости выноса жидкости с забоя можно использовать формулу, выведенную на основе статистической обработки экспериментальных данных с учётом промысловых исследований [21]:

V_кр = 10 ?(45- 0.0455 ?Р_заб)⁴ ? ~jР_заб , (2.9)

где Р_заб - забойное давление, 0.1 МПа.

Скорость газового потока необходимая для выноса конденсата с забоя, с учётом коэффициента запаса 1.2, при Р_заб = 6.67 МПа составляет 3.74 м/с, при Р_заб = 4.17 МПа-4.76 м/с.

Поскольку газ в газовой залежи находится под большим давлением (Р_пл=23.7 МПа), то при вскрытии пласта он способен фонтанировать с большой скоростью. Таким образом, добыча газа и конденсата на месторождении будет производиться фонтанным способом, обусловленным запасом пластовой энергии и режимом разработки залежи. Правильность эксплуатации и обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважин заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньших гидравлических и технологических потерях. Для создания таких условий фонтанирования необходимо выбрать и обосновать фонтанный подъёмник (компоновку лифта) и согласовать работу пласта и подъёмника, учитывая проектные параметры (Q_г, P_у, P_заб, А, В), а также подобрать соответствующее наземное и подземное оборудование.

Обоснование устьевых и забойных давлений, выбор режимов эксплуатации скважин. Обоснование выбора подъёмного лифта

Решение задачи по определению и установлению оптимального режима работы скважин, а также выбор необходимого оборудования для его обеспечения связаны с проведением гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах с условием минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите. Кроме того, выбор оборудования и режима работы скважин, для данного месторождения, проводится с учётом выноса с забоя скважины твёрдых и жидких частиц и возможной минимизации скоростного эрозионного потока.

При забойном давлении 6.67 МПа жидкость (конденсат) с забоя скважин в подъёмниках с наружным диаметром 60.3 мм, 73 мм и 88.9 мм будет выноситься при дебитах более 60 тыс.м3/сут, 79 тыс.м3/сут и 104 тыс.м3/сут, соответственно. При этом минимальный дебит при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважин составит 5.31 тыс.м3/сут, 8.17 тыс.м3/сут, 12.27 тыс.м3/сут, соответственно, в подъёмниках с наружным диаметром 60.3 мм, 73 мм и 88.9 мм.

Поскольку в НКТ с наружным диаметром 60.3 мм создаются более выгодные условия выноса жидких с забоя (при более низких дебитах) следует считать его обоснованным по забойным условиям работы подъёмника.

Для построения характеристической кривой работы подъёмника (зависимость давления на забое скважины от устьевого давления, с учётом свойств пласта и флюида) используется графоаналитический метод, который основан на получении кривых изменения давления в колонне НКТ при различном дебите. Характеристическая кривая работы подъёмника рассчитана для среднего значения середины интервала перфорации, средних показателей рекомендуемого варианта, исходя из геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов, свойств флюида и технологических условий разработки месторождения.

Рисунок 2.1 - Зависимость скорости потока от дебита газа (Р_заб = 6.67 МПа)



Рисунок 2.2 - Зависимость скорости потока от дебита газа (Р_заб = 4.17 МПа)

В таблице 2.13 приведена предлагаемая компоновка фонтанного лифта с указанием толщины стенок и глубины спуска НКТ.

Таблица 2.13 - Компоновка колонны насосно-компрессорных труб

Выбор одноступенчатой компоновки лифтовой колонны, её размеры и глубина спуска основаны на том, что она обеспечивает:

максимальную отдачу скважины;

установку в скважине подземного оборудования, обеспечивающего эффективную и безопасную эксплуатацию скважины (пакер);

проведение необходимых исследовательских и ремонтных работ;

проведение в скважинах геолого-технических мероприятий (промывки, физико-химической обработки пласта и НКТ;

достаточную сопротивляемость всем нагрузкам, возникающим в ходе различных операций, которые могут проводиться в течение всего срока службы скважины.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обусловлена тем, что при спуске над интервалом (на разную величину) возможна потеря дебита, поскольку увеличивается на этом участке трение на скольжение и уменьшается скорость потока, особенно в скважинах с невысокими дебитами. При спуске НКТ, перекрывая интервал перфорации, увеличивается возможность повреждения башмака колонны за счёт прямого воздействия мехпримесей, поступающих из пласта с флюидом (за счёт эрозии скоростного потока). Кроме того, не возникает опасность прихвата башмака колонны НКТ на забое.

Прочностной расчёт, рекомендуемой колонны НКТ проведён в соответствии с РД 39-1-306-79 "Инструкция по расчёту колонны насосно-компрессорных труб". На месторождении целесообразно применять для фонтанного подъёмника трубы марки "Д" по ГОСТ 633-80 гладкие с высаженными концами, рассчитанные по пределу текучести для равнопрочной одноступенчатой колонны по допустимой глубине спуска (3564 м). При расчёте учитывались дополнительные нагрузки при установке пакера и освоении скважины. Расчёт на прочность и предельная глубина спуска одноступенчатой колонны, составленной из труб одинаковой прочности при максимальных толщинах стенки, проведён с коэффициентом запаса прочности на растяжение 1.373. По стандарту API этой марке, соответствуют трубы С-75, с учётом величины растягивающих нагрузок, при которых напряжение в теле достигает предела текучести.

Обоснование выбора устьевого и внутрискважинного оборудования

Устьевое оборудование

Устьевое оборудование фонтанных газовых скважин выбирается исходя из условий рекомендуемого варианта Проекта разработки и условий эксплуатации месторождения.

Этим условиям отвечает фонтанная арматура крестового типа на рабочее давление 35 МПа, с условным проходом стволовой части ёлки - 80мм и боковых отводов 65 мм, с ручным и автоматическим способом управления запорными устройствами (АФ6А - 80х65х35 по ГОСТ 13846-84 или соответствующая ей по классификации АНИ). Боковые выкиды арматуры оборудуются штуцеродержателями для установки щтуцеров и фонтанными клапанами или дроссельными устройствами. Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

панели управления (для автоматического закрытия задвижек центральной и отводящих линий), с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах;

систему нагнетания химреагентов в скважину, на случай применения антикоррозионной защиты внутренней поверхности НКТ.

Внутрискважинное оборудование

Условия эксплуатации газоконденсатного месторождения (глубина залегания продуктивных объектов, характеристика пород коллектора) определяют выбор подземного оборудования. Для наилучшего использования пластовой энергии и продления режима фонтанирования все добывающие скважины предлагается оборудовать пакером. В результате чего исключатся потери скорости, что будет способствовать выносу жидкости с забоя, будут предупреждены межколонные перетоки при негерметичности колонн и муфтовых соединений выше интервала перфорации и возможна защита внутренней части эксплуатационной колонны и наружной НКТ от воздействия агрессивных компонентов. Выбор типа трубного пакера связан с конструкцией скважины и компоновкой подъёмного лифта, а также с условиями его работы (возможность проведения работ по интенсификации с помощью гибких труб, геофизических исследований и других технологических операций). В этих условиях, наиболее надёжным, является гидравлический съёмный пакер диаметром 136-140 мм, с диаметром проходного отверстия 76 мм, на рабочее давление 35 МПа. Надпакерное кольцевое пространство, в целях защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной НКТ, рекомендуется заполнять жидкостью (например, на основе CaCl₂), обработанной ингибитором коррозии, поглотителем кислорода и антибактериальным средством.

В компоновку подземного оборудования также входят: циркуляционный клапан, располагаемый под пакером (возможно в виде скользящей муфты), один установочный патрубок (ниппель), расположенный под пакером, для посадки глухой пробки и направляющая воронка, необходимая для спуска на забой приборов исследования.

Учитывая, что при эксплуатации скважин данного месторождения могут возникнуть осложнения, связанные с накоплением жидкости на забое, особенно в скважинах с низкой продуктивностью, необходимо предусмотреть мероприятия по минимизации этих осложнений. Для удаления жидкости скапливающейся на забое газовых скважин имеются различные методы, которые могут быть опробованы с целью определения самого эффективного для условий месторождения Амангельды. Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на: механические (плунжерный лифт, различные модификации газлифта, автоматизированные продувки, диспергаторы и др.) и физико-химические (пенообразующие реагенты). Жидкость с забоя скважин может удаляться непрерывно и периодически. Выбор метода удаления жидкости обусловлен, геолого-промысловой характеристикой месторождения, конструкцией скважин, количеством и причинами поступления жидкости из пласта в скважину. В условиях месторождения непрерывное удаление жидкости является более приемлемым, т.к скважины эксплуатируются при пластовом давлении ниже давления конденсации и жидкость (конденсат) поступает на забой непрерывно.

Однако первоначально предлагается скважины оборудовать пакером, НКТ спустить до интервала перфорации, как рекомендовано ранее в [3-7] и в настоящем Проекте разработки.

2.5 Состояние антикоррозионных мероприятий на месторождении и анализ эффективности. Виды коррозии, агрессивность рабочих сред и мероприятия по борьбе с коррозией на период промышленной разработки

Причиной возникновения осложнений при эксплуатации газоконденсатных скважин на месторождении является сложный и взаимосвязанный характер факторов: компонентного и фазового составов флюида и транспортируемой продукции, особенности геологического строения пласта и режима работы залежи, технологический режим работы скважин, термодинамические и технологические параметры процессов, природно-климатические условия и пр.

Состав и термодинамические параметры эксплуатации являются основными факторами, определяющими уровень коррозионной активности флюида.

Текущая коррозионная активность рабочих сред скважин

Продукция скважин месторождения Амангельды - газоконденсатная смесь и углеводородный газ. В рамках Авторского надзора за реализацией ОПР в течение ряда лет с целью количественной оценки коррозионной активности продукции скважин специалистами АО "НИПИнефтегаз" были проведены лабораторные исследования по общепринятой методике. Скорость коррозии образцов определялась в среде скважинного газа и газа сепарации, товарной продукции.

По результатам исследований за 2005 год [6] уровни коррозионной активности скважинного и товарного газа, а также газа сепарации оцениваются 3-мя баллами по десятибалльной шкале коррозионных условий (ГОСТ 9.908-85) и характеризуются как слабокоррозионные среды. Результаты по коррозионной активности скважинного газа, полученные в рамках авторского надзора за реализацией ОПЭ за 2003 год, превышают последние более чем на порядок, что вероятнее всего, было связано с дроссельным эффектом при отборе пробы газоконденсатной смеси на выкиде через 30-ти миллиметровый штуцер [3]. На газоконденсатных скважинах в настоящее время наблюдается накопление жидкости в стволе скважины вследствие изменения фазового состояния углеводородной смеси или поступления воды к забою скважины. Так как коррозионные процессы в газовой фазе реализуются в условиях конденсации влаги, то и уровни коррозии в таких условиях будут более высокими.

В настоящем Проекте компонентные составы пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получены по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115. По результатам физико-химических исследований содержание углекислого газа в составе пластового газа соответствует расчетному парциальному давлению 0.025 МПа при давлении начала конденсации. Данным значениям парциального давления углекислого газа в условиях сепарации конденсата по классификации Американского Нефтяного Института (АНИ) соответствует потенциал углекислотной коррозии, оцениваемый как маловероятный.

Ранее [3] в суточных рапортах наличие кислорода в составе газа отмечалось для всех проб газа, отобранных на устье ("сырого") и газа сепарации ("сухого") в количестве 0.21-0.94 и 0.15-0.38 % мольных соответственно, а также в товарной продукции [7]. В текущих пробах кислород не обнаруживается [7].

При данных значениях парциальных давлений коррозионно-активного компонента в добываемом газе в условиях скважины (на текущий момент добыча из скважин производится при давлениях ниже давления конденсации, что обусловливает сепарацию конденсата и воды практически в ПЗП) потенциал углекислотной коррозии реализуется в виде электрохимической коррозии незначительной интенсивности, практически на уровне допустимой коррозии.

Пластовая вода среднеюрских и меловых горизонтов представляет собой рассолы хлоридно-кальциевого типа. Минеральный состав и величина минерализации были оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов газонасыщенных коллекторов продуктивных горизонтов [3]. Коррозионная активность пластовых вод обусловлена содержанием хлорид-, сульфат- и бикарбонат-ионов, превышающих предел для допустимой коррозии ( в частности, по хлорид-ионам - в сотни раз, по содержанию сульфатов и ионов железа - в полтора раза).

Технологические факторы, влияющие на степень коррозионной угрозы

При осуществлении бурения и вскрытия пластов, опробования и испытания скважин возникла необходимость в интенсификации пластов-коллекторов для увеличения притоков газа с использованием конденсатно-кислотной эмульсии с применением кварцевого песка для осуществления ГРП. При этом возникали осложнения, связанные с пескопроявлением скважин. Пескопроявления инициируют эрозионно-коррозионные процессы, особенно при турбулентном потоке флюида (такой характер течения газового потока обусловлен существующим уровнем отбора газа). Интенсивному пескопроявлению подвержены и водяные скважины, нередко простивающие из-за потери работоспособности по этой причине.

В условиях скважин при скоростях отбора газа, не обеспечивающих однородность потока, происходит конденсация воды в ПЗП скважины. Большую коррозионную угрозу для скважин представляет не наличие устойчивого двухфазного потока газожидкостной смеси, а парогазовая смесь, степень воздействия которой определяется влагоемкостью (влагосодержанием) газа, содержащего в своем составе кислый газ (считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60 %, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60 % возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии).

Как известно, влажность и наличие кислых газов способствуют гидратообразованию, осложняющему эксплуатацию скважин, приводящему к отказам в системе добычи и сбора. Расчетные температуры гидратообразования в термодинамических условиях скважин составляют 15.5-16.5°С. В целях предотвращения гидратообразования в выкидные линии низкодебитных скважин вводится метанол.

Метанол рекомендуется как наиболее эффективный реагент, однако, увеличивая в значительной степени растворимость солей, метанол в присутствии воды участвует в коррозионном процессе, что приводит к увеличению интенсивности коррозионного процесса. Вследствие сосуществования четырех фаз (причем в числе гидратообразователей в газе месторождения входят коррозионно-активные двуокись углерода в газообразном и растворенном видах и минерализованная вода), возникают потенциально активные коррозионные зоны. Насыщение водометанольной смеси кислыми газами облегчает протекание всех видов коррозии. Метанол вместе с добываемой продукцией и водой, выносимой из скважин, проходит по всей технологической цепочке. Применение этого реагента является фактором, повышающим коррозионную угрозу, как для скважин, так и для систем сбора и транспортирования неподготовленных газа и газожидкостной смеси.

В настоящий момент метанол применяется с дозировкой от 170 до 450 л/сут [3]. Согласно документу [3] нормативный расход метанола для подачи его в поток низкодебитных скважин составляет 2.9 л/сут. Для уменьшения коррозионного воздействия водометанольной смеси следует пересмотреть количество вводимого метанола для приведения его в соответствие с нормативным расходом смеси.

Проектные решения по предупреждению коррозионных осложнений при эксплуатации газоконденсатных скважин, систем сбора и внутрипромыслового транспорта и подготовки газа и газожидкостных смесей

Защитные мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин. На стадии промышленной эксплуатации месторождения надежность эксплуатации скважин и системы сбора в достаточной степени обеспечивается применением технологических и специальных методов защиты.

Общим требованием коррозионного мониторинга является качественный цементаж скважин в условиях перемежающегося пластования водоносных горизонтов в рыхло сложенных породах - особенности геологического строения пласта месторождения Амангельды.

Проблемы коррозии в газовых и газоконденсатных средах связаны с конденсацией водной фазы. Следует обеспечить антикоррозионный режим эксплуатации (соответствующий расход флюида - скорость выше критической с целью выноса конденсированной воды и твердых частиц из ПЗП). Для уменьшения влагосодержания газа, содержащего кислый газ, и конденсированной воды при транспортировке (основные и сточные коммуникации) ввод осушителя целесообразно перенести на устье скважины с вводом в межтрубное пространство известными способами. Этот метод применим в период относительно безводной эксплуатации месторождения.

Материал для внутрискважинного оборудования по структурно-механическим свойствам, коррозионной стойкости должен соответствовать требованиям для работы в условиях кислых сред.

Для внутрискважинного оборудования новых скважин рекомендуются углеродистые и низколегированные стали при соответствии твердости материалов нормативам по сопротивляемости к общей коррозии (в частности - углекислотной), к коррозионному растрескиванию, возникающему при превышении порогового парциального давления углекислого газа в 0.05 МПа (наблюдаемое для некоторых скважин месторождения - 0.102-0.072 МПа [3]) в присутствии хлоридов. К применению могут быть рекомендованы обсадные и насосно-компрессорные горячекатаные или подвергнутые закалке и отпуску трубы из нелегированных или низколегированных сталей марок Д (С-75-11), J-55, К-55, N-80 последние - при ужесточении требований по механическим свойствам. Трубы из низколегированной стали марки SМ-80SU обладают стойкостью к общей коррозии на уровне материала труб общего назначения, производимых по стандартам АНИ. При применении труб с содержанием хрома -12-14 % и углерода - 0.18-0.22 % перечисленных групп прочности применение дополнительных защитных мероприятий не требуется. Использование труб группы прочности Д (С-75-11) требует применения комплекса защитных мероприятий.

При пакерной конструкции газовых скважин межтрубное пространство должно быть заполнено ингибированной или коррозионно-неактивной жидкостью, в частности, углеводородной, с утяжелителем.

Антикоррозионные мероприятия по защите трубопроводных коммуникаций и оборудования в системе сбора, подготовки газа для магистрального транспортирования.

Надежную эксплуатацию на стадии промышленной разработки месторождения обеспечит применение технологических методов в сочетании со специальными методами защиты от коррозии:

соответствующий расход продукции (однородность потока) при транспортировании с целью обеспечения антикоррозионного режима эксплуатации газопроводов;

применение осушителей газа с целью снижения температуры гидратообразования и предотвращения коррозии газопроводных труб при транспортировании;

выполнение технических и технологических требований к газопроводным коммуникациям и конденсатопроводам, транспортирующих неподготовленные газ и конденсат, оборудованию установок подготовки газа и конденсата;

применение механических устройств для очистки полости газопровода;

при любой коррозионной агрессивности грунта для подземных газопроводов, транспортирующих газ любой степени подготовленности - применение электрохимической защиты методом катодной поляризации.

Общей рекомендацией для безотказной транспортировки продукции является извлечение влаги на возможно ранних стадиях транспортирования. Для условий эксплуатации газопроводной системы сбора в зависимости от требуемой степени (точки росы) объемы вводимого осушителя должны быть скорректированы с учетом количества осушителя, используемого на скважинах. При выборе метанола в качестве осушителя необходима организация жесткого коррозионного мониторинга, который позволит своевременно принять меры по защите от коррозии.

Технические и технологические требования к газопроводным и трубам нефтяного сортамента.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих кислые газы, применяются углеродистые и низколегированные трубы, которые должны отвечать ряду требований.

Трубы должны быть бесшовными. Металл труб должен иметь высокую однородность по механическим свойствам. Должна быть предусмотрена нормализация или закалка/отпуск поставляемых бесшовных труб/фитингов со специфическим ограничением содержания серы уровнем 0.015%. Исполнение соединительных деталей трубопроводов и запорной арматуры должно быть из тех же сталей, что и трубопроводы, и поставляться в штампованном или штампосварном исполнении. Толщина стенки трубопровода, работающего в условиях контакта с влажным газожидкостным потоком, содержащим кислый компонент, должна быть рассчитана с допуском на общую коррозию. При этом должна предусматриваться термообработка готовых изделий (отпуск) и проверка качества основного металла (ультразвуковой контроль) и сварных заводских соединений.

Трубы должны подвергаться 100 %-ному неразрушающему контролю.

Для газопроводов применимы трубы, изготовленные из низколегированной, спокойной, полностью раскисленной стали, обработанной кальцием или с добавками редкоземельных металлов. При этом эквивалент углерода не должен превышать 0.38%.

Прочностные показатели металла труб могут быть в пределах норм APJ5LX для трубопроводных сталей. Механические свойства металла труб нефтяного сортамента должны соответствовать группам прочности С-75, L-80, С-95 (по АНИ 5АС) с лимитированием верхнего предела текучести (у_п ? 0.8у_о 2). Выкидные линии скважин и основной коллектор могут быть изготовлены из низколегированной углеродистой стали, соответствующей стали 20 российского стандарта ТУ-8731-74. Эти технические условия удовлетворяют требованиям MR-01-75 стандарта NACE по сопротивляемости кислотной коррозии. Применение углеродистых сталей возможно для транспортирования осушенного газа, очищенного конденсата.

Шлейфы скважин, промысловые линии, подводящие продукцию к входным сепараторам, работают в условиях возможного выпадения водной фазы. Скорость коррозии, ожидаемая при превалирующих кислых условиях, зависит от содержания кислого газа и режима течения, содержания воды и степени ее конденсации на стальной поверхности. Входной сепаратор, теплообменники, сепараторы для дегазации конденсата, установка НТС, колонна стабилизации конденсата, рабочей средой которых является газожидкостная смесь, будут подвергаться воздействию влажного газа, жидкостной углеводородной и высокоминерализованной водной фаз, содержащих кислый компонент. Газопроводы от входных сепараторов, газовые линии газа дегазации конденсата, установки НТС, подвергаются действию ограниченной влажности, которая зависит от конденсации влаги из газа при его охлаждении. Трубопроводные линии и оборудование блока подготовки воды и регенерации ДЭГа будут подвержены воздействию минерализованной воды, содержащей кислый компонент.

Материал для изготовления коммуникаций и оборудования подготовки газа и конденсата должен обладать определенным комплексом свойств, отвечающим требованиям для работы в кислых средах.

Требования к электрохимической защите (ЭХЗ) сооружений

На месторождении для защиты выкидных линий от подземной коррозии используется катодная защита. Катодное питание трубопроводов осуществляется тремя станциями ЭХЗ типа В-ОПЕ-ТМ-1-100-48, расположенными в непосредственной близости от входного манифольда через блоки БДРМ-25-2-22-УХЛ1, установленные на станциях.

Предусматривается установка четвёртой станции типа В-ОПЕ-ТМ-1-100-48 для защиты вновь вводимых в эксплуатацию скважин.

Системы катодной поляризации должны поддерживать защитные потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений.

Капитальный ремонт скважин: график и классификация капитального ремонта скважин, продолжительность капитальных ремонтов скважин

В течение опытно-промышленной эксплуатации все скважины работали со снижением среднесуточных дебитов по газу и конденсату. Как отмечено в главе 6.2, одними из основных причин является техническое состояние колонн (заколонные перетоки к подошве нижнего интервала перфорации, нарушения колонн и негерметичности муфт колонны) и технологические причины - накопление жидкости на забое скважин из-за недостаточной скорости потока (дебита газа) для выноса жидкости.

Согласно условиям, принятым в данном проекте, скважины будут эксплуатироваться с низкими устьевыми давлениями (снижение забойных давлений), при которых возможно подтягивание воды из нижележащего водоносного горизонта по заколонному пространству (скважины 101, 103, 107) и через негерметичность колонн (скважины 112, 113, 114, 116) и в муфтовых соединениях (скважина 115). При этом из-за недостаточной скорости потока (дебита газа), необходимой для выноса жидкости, будет происходить её накопление на забое и возможно прекращение фонтанирования. На дату составления проекта в скважинах 101, 103, 109 столб жидкости плотностью 0.9-1.2 г/см³ перекрывает все коллекторы продуктивного пласта (пачки "А", "Б" и "В"), в скважинах 107, 115 и 116 - пласта "В", что обуславливает проведение ремонтных работ (КРС) по изоляции водопритока в выше перечисленных скважинах. Помимо этого для улучшения условий фонтанирования и продления режима фонтанирования все добывающие скважины предлагается оборудовать пакером, НКТ спустить до интервала перфорации, как рекомендовано в главе 6.2. В результате чего исключатся потери скорости, что будет способствовать выносу жидкости с забоя, будут предупреждены межколонные перетоки при негерметичности колонн и муфтовых соединений выше интервала перфорации и возможна защита внутренней части эксплуатационной колонны и наружной НКТ от воздействия агрессивных компонентов.

Исходя из вышеизложенного, предлагается график проведения ремонтных работ:

В первую очередь провести ремонт в скважине 108, которая эксплуатируется по затрубному пространству, что при наличии МКД запрещено. Затем в скважинах 101, 103, 113, 109, 110, 107, 112, 114, 115, 116 работающих через столб жидкости, очерёдность проведения изоляционных работ определяет заказчик. Перед проведением КРС в скважинах необходимо провести исследования АКЦ, ГК, ЛМ по оценке состояния колонн, ГИС-к (в статическом и динамическом режимах) с обязательным выполнением методов: РГД, РИС, ННК, шумометрии для определения источника поступления воды в ствол скважины. По результатам исследований выполнить работы по устранению источника поступления воды в ствол скважины (изоляция заколонного пространства закачкой цемента при отсутствии заколонного перетока установкой пакера). При проведении КРС глушение скважины проводить не глинистым раствором, а жидкостью глушения некольматирующей продуктивные горизонты.

Продолжительность капитальных ремонтов определяется по нормам времени на проведение намечаемых работ по видам. Из-за отсутствия норм времени на виды работ продолжительность КРС не определялась.

Таблица 2.14 - График проведения КРС и предлагаемые виды работ при проведении КРС

2.6 Разработка рекомендаций по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ППД)

За время промышленной разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения Амангельды наблюдались изменения в работе скважин, связанные с межколонными давлениями (МКД).

Общими причинами для всех месторождений, способствующими возникновению МКД в скважине, является совокупность следующих факторов:

- низкое качество цементирования межколонных пространств (МКП), т.е. плохое сцепление цемента с поверхностью обсадных колонн;

образование каналов в цементном кольце в результате его растрескивания в процессе эксплуатации и при проведении каких-либо воздействий на пласт, а также от температурных колебаний при пусках и остановках скважин;

негерметичность обсадных колонн;

- негерметичность колонной головки в местах установки уплотнительных элементов.

Для избежание осложнений, связанных с МКД в процессе эксплуатации скважин необходимо обеспечить безопасные условия их работы. Для этого в период промышленной разработки месторождения АО "Амангельдыгаз" осуществлял еженедельный мониторинг за скважинами с МКД в соответствии "Программой управления скважинами с межколонными давлениями на месторождении Амангельды", с записью о регистрации работ на скважинах в специальном журнале.

В соответствии с "Методикой определения категорий аварийных скважин с межколонными давлениями на месторождении Амангельды" произведен расчет ПДД и определена категория опасности скважины с МКД. По проведенным расчетам ПДД, на скважинах наблюдаемые МКД меньше 25 % от ПДД и относит их к 4 группе опасности.

На 01.07.2007 г. при эксплуатации скважин 16-Г, 101, 102, 103, 105, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 122 наблюдались МКД между эксплуатационной и технической колоннами, а также технической колонной и кондуктором. Давление в межколонных пространствах зарегистрировано между эксплуатационной и технической колонной на скважине 119, 121. Скважины 104, 106 работают с МКД между технической колонной и кондуктором. На скважине 111 не выявлено МКД.

На месторождении рост величины МКД устраняли периодическим стравливанием межколонного флюида.

Кроме того, выявлена группа скважин 2-Г, 6-Г, 114, 117 которые согласно методике соответствуют 3 категории опасности.

Расчет Предельно Допустимого Давления (ПДД)

За основу расчета предельно допустимых давлений принята "Методика определения категорий аварийных скважин с межколонным давлением на месторождении Амангельды", разработанная институтом АО "НИПИнефтегаз". Для скважин месторождения Амангельды, находящихся в эксплуатации на 01.07.2007 г., проведен расчет ПДД и определена категория опасности скважин с МКД. В таблице 6.3.7.1 представлены основные параметры обсадных колонн, плотности флюидов и другие сведения необходимые для расчета. В таблице 6.3.6.2 приведены результаты расчетов давления для определения ПДД. В таблице 6.3.6.3 приведены предельно допустимые и наблюдаемые давления на скважинах с МКД, предполагаемые причины возникновения и рекомендации по устранению МКД.

Рекомендации

С целью осуществления контроля и обеспечения безопасности введения работ на скважинах с МКД и учитывая, что на месторождении выявлены скважины с 3 и 4 группой опасности, рекомендуется проведение следующих работ:

Категория 3 - на скважинах 2-Г, 6-Г, 114, 117 провести работы по оценке состояния скважин, провести газогидродинамические исследования, при необходимости составить план ремонтных работ для ликвидации (или устранения) источника МКД, провести акустическую цементометрию скважин. После завершения работ продолжить наблюдение с еженедельным мониторингом и стравливанием давления. Категория 4 - на скважинах 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 119, 121, 122 проводить еженедельный мониторинг давлений в межколонных пространствах и стравливания межколонного флюида.

2.7 Требования к конструкциям скважин

Исходя из горно-геологических условий бурения проектируемых скважин, с учетом опыта бурения ранее пробуренных скважины на месторождении Амангельды и в соответствии с требованиями "Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан" [27], "Единых правил охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан" [28], "Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" [9], предусматриваются следующие конструкции скважин.

Направление 426 мм х 30 м. Устанавливается с целью предотвращения размыва устья скважины циркулирующим буровым раствором при бурении под кондуктор и канализации восходящего потока бурового раствора в циркуляционную систему. Цементируется до устья.