Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Критические параметры газа:

давление

кг/см2

49,96

температура

°К

208,18

23

Коэффициенты гидравлического сопротивления:

НКТ 114

0,0225

НКТ 89

0,1162

При анализе и обобщении материалов исследования и эксплуатации всего действующего фонда скважин. Получены более достоверные данные, на основе которых уточнены основные положения последнего проектного документа месторождения [43].

Исходные данные для расчета показателей промышленной разработки представлены в таблице 3.1.1.1.

Методика расчета. Объемы отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата по месторождениям определялись:

- основные показатели промышленной разработки на базе модели, использующие понятия «средней» скважины, усреднения длины шлейфов и коллекторов, уравнения материального баланса в конечной форме при заданных ограничениях на технологический режим эксплуатации скважин;

- уровней годовых объемов отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добычи стабильного конденсата;

- суммарный объем отобранного сухого газа, извлеченного конденсата

- пласта и добытого стабильного конденсата;

- количество скважин;

- текущее пластовое давление;

- текущее давление и температура на забое и устье скважин;

- текущая температура и текущее давление на входе УКПГ;

- нарастающая мощность компрессорной эксплуатации.

Количество дней работы действующих скважин в течении года принято 330 дней, т.е. коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0,906.

Расчеты объемов извлечения конденсата из пласта производились методом последовательной смены стационарных состояний.

Коэффициент утилизации стабильного конденсата принята по фактическим данным -- 0,3.

3.2 Технологические показатели промышленной разработки месторождениия «Денгизкуль»

Суммарные остаточные запасы сухого газа составляют:

- Месторождение «Денгизкуль» 71,930 млрд. м³;

Суммарные остаточные балансовые запасы конденсата составляет:

- Месторождение «Денгизкуль» 2179,415 тыс. т.;

Показатели дальнейшей промышленной разработки месторождений рассчитаны на базе уточненных параметров газовых залежей и вводом простаивающих эксплуатационных скважин, после проведения изоляционных работ, и новых проектных скважин [43, 44].

Технологические показатели дальнейшей промышленной разработки «Денгизкульской группы» месторождений рассчитаны по следующим вариантам:

Месторождение «Денгизкуль» два:

- 1-ый при постоянном давлении на устье - 60,0 кг/см², т.е. без ввода ДКС;

- 2-ой с вводом ДКС.

Варианты с вводом ДКС рассчитаны при депрессии на пласт не превышающей 30,0 кг/см².

Месторождение «Денгизкуль»

I Вариант. Суммарный объем отбора сухого газа с начала разработки составит 116,299 млрд.м³ или 72,42% от утвержденных запасов 160,589 млрд.м³, а за рассматриваемый период (01.10.04-2023 г.) - 27,639 млрд. м³ или 17,21% от запасов.

Суммарный объем конденсата извлекаемый с начала разработки из недр составит 1667,571 тыс. т. или 47,42% от утвержденных балансовых запасов конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 - 2015 г.) - 304,023 тыс. т. или 8,58% от запасов.

Суммарный объем добычи стабильного конденсата с начала разработки составит 617,163 тыс. т. или 37,01% от величины извлеченного из недр конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 - 2015 г.) - 91,212 тыс. т или 30,00% от величины извлеченного из недр конденсата.

Месторождение к концу 2023 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

- в зоне расположения скважин 72,3 кг/см²;

- по залежи 80,7 кг/см .

2.Давление на устье составит 60,0 кг/см².

3.Дебит скважин составит 12,0 тыс. м³/сут.

Для обеспечения проектных годовых объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 -- 2023 г.г. потребуется 46 скважин.

II Вариант. Суммарный объем отбора сухого газа с начала разработки составит 118,218 млрд.м³ или 73,61% от утвержденных запасов - 160,589 млрд. м³, а за рассматриваемый период (01.10.04 - 2015 г.) - 29,558 млрд.м³ или 18,41% от запасов.

Суммарный объем конденсата извлекаемый с начала разработки из недр составит 1688,686 тыс. т. или 48,02% от утвержденных балансовых запасов конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 - 2015 г.) - 325,138 тыс. т. или 9,18% от запасов.

Суммарный объем добычи стабильного конденсата с начала разработки составит 23,492 тыс. т. или 36,92% от величины извлеченного из недр конденсата, а за рассматриваемый период (01.10.04 - 2015 г.) - 97,541 тыс. т или 30,00% от величины извлеченного из недр конденсата.

Месторождение к концу 2015 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

- в зоне расположения скважин 69,4 кг/см²;

- по залежи 77,5 кг/см².

2. Давление на устье составит 28,8 кг/см² .

3. Дебит скважин составит 144 тыс. м³/сут.

Для обеспечения проектных годовых объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 - 2015 гг. потребуется 46 скважин.

Размещение проектных эксплуатационных скважин и очередность их ввода. При размещении проектных эксплуатационных скважин на площади газоносности, как правило, используют геолого-промысловую информацию, полученную в процессе бурения и эксплуатации скважин [43].

На рассматриваемых месторождениях по величине запасов газа базовым являются:

- на месторождении «Денгизкуль» XV горизонт;

По состоянию на 01.10.04 г. весь эксплуатационный фонд скважин по «Денгизкульской группе» месторождений составляет 183, в том числе действующие - 47.

По месторождениям распределяется:

I «Денгизкуль» - 95, в т. ч. действующие - 32;

В рассматриваемых вариантах потребный фонд скважин составляет:

Месторождение «Денгизкуль»:

I вариант 46, в т. ч. действующих -- 46;

II вариант 46, в т. ч. действующих - 46.

Очередность разбуривания месторождений по вариантам разработки приводится в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1

Очередность ввода скважин после проведения изоляционных работ и проектных эксплуатационных скважин

Годы	Потребное количество скважин	Кол-во бурящихся скважин по I, II варианту	Номер скважины бурящихся	Кол-во скважин на КРС	Номер скважины намечен.
2005	2	2	43,44	-	-
2006	1	1	87	-	-
2007	1	1	88	-	-
2008	2	1	113	1	83
2009	1	1	114	-	-
2010	2	1	93	1	124
2011	3	1	111	2	125,127
2012	2	-	-	2	129,130

3.3 Совместные технологические показатели разработки «Денгизкульской группы» месторождений

Суммарные запасы газа и конденсата «Денгизкульской группы» I месторождений утверждены ГКЗ Республики Узбекистан по категории В + С, и составляют:

газ (сырой) - 263,189 млрд.м³;

газ (сухой) - 262,058 млрд.м³.

конденсат (балансовый) - 4706,899 тыс. т.

конденсат (извлекаемый) -- 4000,864 тыс. т.

По состоянию на 01.10.04 г. из расматриваемых месторождений с начала разработки отобрано 155,814 млрд. м сухого газа или 59,46% от суммарных утвержденных запасов газа. Извлеченно при этом из пласта 1971,021 тыс. т. конденсата или 41,88% от суммарных утвержденных балансовых запасов конденсата. Суммарная добыча стабильного конденсата составила 712,775 тыс. т. или 36,16% от величины извлеченного из недр конденсата [43, 45].

Остаточные запасы газа и конденсата на 01.10.04 г. составили:

- газ (сухой) -- 107,376 млрд.м³;

- конденсат (балансовый) - 1936,075 тыс. т.

Рассмотрим совместные показатели дальнейшей промышленной разработки рассматриваемых месторождений на период 01.10.04 - 2015 г.г. как сырьевой базы МГПЗ в высокосернистом газе.

Потребность МГПЗ в высокосернистом газе по состоянию на01.10.04 г. составляет 3110 млрд.м³ сухого газа в год.

Рассматриваемая группа месторождений к концу 2015 г. характеризуется:

1. Пластовое давление составит:

- в зоне размещения скважин: «Денгизкуль» - 69,4 кг/см;

- по залежи: «Денгизкуль» - 77,5 кг/см²;

2. Давления на устье составят: «Денгизкуль» -25,8 кг/см;

3. Средний дебит скважин составит: «Денгизкуль» - 144 тыс. м³/сут;

Для обеспечения суммарных годовых проектных объемов отбора сухого газа на период 01.10.04 - 2015 гг. потребуется: Денгизкуль - 46 скважин.

Потребная расчетная мощность ДКС для «Денгизкульской группы» составляет 20,0 тыс. кВт.

3.4 Рекомендации по дальнейшей оптимальной разработке «Денгизкульской группы» месторождений

Перспективы разработки «Денгизкульской группы» месторождений по двум рассматриваемым расчетным вариантам, в которых учтены ввод простаивающих и проектных эксплуатационных скважин, позволяет сделать следующие выводы по оптимальной дальнейшей разработке группы месторождений [43, 46].

Наиболее оптимальным вариантом дальнейшей разработки является: месторождение «Денгизкуль» 2-ой вариант с эксплуатационным фондом скважин 46;

3.4.1. Анализ технико-экономической эффективности реализации проекта разработки месторождения «Денгизкуль»

Экономические расчеты выполнены на базе исходной технико-экономической информации, включающей в себя годовую добычу газа и конденсата, фонд скважин и строительство ДКС, представленные в технологической части проекта. Расчеты велись с использованием действующей цены на конденсат, а так же расчетной цены на газ. Это обусловлено тем, что действующая цена на газ не обеспечивает рентабельность проекта.

Проект разработки месторождения «Денгизкуль» предусматривает расчет двух вариантов, отличающихся сроками разработки (1 вариант - 19 лет, 2 вариант - 11 лет), суммарным объемом добычи газа (27046,00 млн. м³ соответственно), суммарным объемом добычи конденсата (89,26 тыс. т).

Эксплуатационные расходы определялись по следующим основным направлениям: материальные затраты (материалы, топливо, энергия, услуги), заработная плата, отчисления от заработной платы на социальное страхование и амортизация основных фондов, а также эксплуатационные расходы по ДКС.

Амортизация рассчитывалась на сумму капитальных вложений в соответствии с действующими нормами на их полное восстановление. При этом не учтена стоимость основных производственных фондов месторождения [46, 47].

Расходы периода определялись по следующим основным направлениям: расходы на реализацию продукции, административные расходы и прочие операционные расходы, которые включают в себя отчисления в вышестоящую организацию, расходы на содержание объектов социальной сферы, а также налоги и отчисления в бюджет и внебюджетные фонды.

Расчеты показали, что реализация технологических решений по рассматриваемым вариантам может потребовать за весь срок разработки месторождения капитальных вложений в размере 20252,61 млн. сум. по первому варианту и 42576,45 млн. сум. по второму варианту, эксплуатационных расходов соответственно 31829,64 млн. сум. и 48230,03 млн. сум. (2003 г.)

Сравнение первого и второго вариантов по главному критерию экономической эффективности капитальных вложений - денежному потоку наличности, а также по значению внутренней нормы рентабельности и сроку окупаемости выявляет преимущество второго варианта.

Сравнение первого и второго вариантов по главному критерию экономической эффективности капитальных вложений - денежному потоку наличности, а также по значению себестоимости добычи газа и конденсата выявляет преимущество первого варианта.

3.5 Рекомендации по повышению производительности газовых скважин

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используются различные методы, которые можно подразделить на две группы:

- предупреждение ухудшения коллекторских свойств пластов;

- направленные на восстановление или ухудшение проницаемости призабойной зоны скважин.

В работе рассматривается вторая группа методов улучшения проницаемости призабойной зоны скважин. К ним относятся:

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- соляно-кислотная обработка (СКО);

- сочетание ГРП и СКО;

- сочетание гелеобразующих растворов (ГОР) и СКО

- детонация в пласте или в призабойной зоне пласта взрывчатого вещества.

Все эти методы проводятся для увеличения газоотдачи многих газонасыщенных пластов, отличающихся низким значением проницаемости.

В «Денгизкульской группе» месторождений были проведены СКО, которые дали положительные результаты.

Для достижения подобного режима работы необходимо использовать агрегат, обеспечивающий возможность функционирования станка-качалки в процессе спускоподъемных операций с КГТ.

Такой агрегат устроен следующим образом (рис. 3.5.1). На раме 24 транспортной базы 1 установлена рама агрегата 25, в средней части которой размещен барабан 6 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и разматывании служит укладчик 4.

За кабиной водителя транспортной базы 1 располагается бак масляной системы 3, а рядом с ним (в транспортном положении) - кабина оператора 2. В рабочем положении последняя находится на поворотной консоли сбоку агрегата.

В кормовой части агрегата расположен эжектор 8, а под ним - герметизатор устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8 и герметизатор 14 находятся над устьем скважины 22 с устьевым оборудованием, включающим эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением 18 устьевого штока 17 и шарнир 20.

Герметизатор устья 14 снабжен криволинейным полым элементом 16 (изогнутой трубой), установленной ниже него. В низу криволинейного элемента 16 размещен дополнительный уплотнительный узел 19. Герметизатор вместе с криволинейным элементом 16 и дополнительным уплотнительным узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной планшайбой 21, установленной на устье скважины 22. Внутренняя полость криволинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 15, обеспечивающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора применяют стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения, широко используемое в станочном оборудовании. Поэтому в настоящем описании оно подробно не рассматривается.)

В рабочем положении эжектор 8 опирается на устье скважины 22, передавая на нее усилие через криволинейный элемент 16, корпус дополнительного уплотнительного узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной планшайбе 21.

Устьевой шток 17 колонны штанг, приводящих в действие скважинный насос, соединен траверсой 12 с канатной подвеской 11. Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 9 станка-качалки 10. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)

Механизм установки эжектора 8 в рабочее положение выполнен в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно соединенных с рамой 25 агрегата. Стойки 7 служат направляющими для подвижной площадки 13, на которой смонтирован эжектор 8. Перемещение площадки 13 относительно стоек 7 осуществляется гидравлическими цилиндрами (последние на рис. 3.5.1.не показаны). Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 23.

Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта агрегат оборудован насосами. Они расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.

Работа агрегата осуществляется следующим образом. После прибытия на место из транспортного положения агрегат переводят в рабочее, для чего стойки 15 поднимаются гидроподъемниками в наклонное положение, а площадка 13 устанавливается на высоте, обусловленной конкретными размерами и высотой устья 22 обслуживаемой скважины. Эжектор 8 вместе с герметизатором устья 14 и криволинейным элементом 16 с дополнительным уплотнительным узлом устанавливаются на шарнире 20 оборудования устья скважины.

Кабина машиниста 2, укрепленная на консоли, поворачивается на 90 (см. рис. III.5.1.). При этом из кабины хорошо видны и барабан 6 с укладчиком 4, и зона устья скважины с эжектором 8 и герметизатором 14 устья. В процессе работы агрегата гибкая труба 5 с барабана 6 через укладчик 4 направляется в эжектор 8 и подается им в герметизатор 14. При подъеме трубы укладчик 4 обеспечивает равномерную намотку трубы 5 на барабан 6.

Рис. 3.5.1 Схема агрегата с КГТ для проведения кислотных работ

При спуске гибкая труба 5, выходящая из эжектора 8, через герметизатор 14 направляется в изогнутую трубу 16, дополнительный уплотнительный узел 19 и попадает в полость скважины 21. В процессе перемещения по изогнутой трубе 16 происходит упругое деформирование гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим подбором соотношения радиуса кривизны изогнутой трубы и радиуса гибкой трубы.

Для обеспечения упругого деформирования гибкой трубы 5 радиус ее кривизны должен удовлетворять условию

R rE/_у,

где R - радиус кривизны гибкой трубы 5 (равен радиусу кривизны изогнутой трубы 16); r - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении; E - модуль упругости материала гибкой трубы; _у - предел упругости материала гибкой трубы.

Например, при использовании в качестве материала гибкой трубы малоуглеродистой стали радиус кривизны составляет 12 - 13 м.

Для уменьшения сил трения, возникающих при перемещении гибкой трубы внутри изогнутой трубы, ее внутренняя полость заполнена смазкой, которая подается лубрикатором 15. Истечению смазки из полости гибкой трубы препятствуют герметизатор устья 14 и дополнительное уплотнение 19.

При выходе гибкой трубы из дополнительного уплотнения 19 ее ось приобретает прямолинейную форму в силу упругих свойств материала, из которого она изготовлена. Труба 5 спускается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается прокачиванием через нее технологической жидкости, обеспечивающей промывку полости скважины и прогрев НКТ. После промывки ледяной (гидратной) пробки и прогрева колонны НКТ проводится запуск привода штангового скважинного насоса (балансирный станок-качалка 10). При этом головка балансира 9 начинает качаться и перемещать канатную подвеску 11 вместе с устьевым штоком 17. В результате штанговый скважинный насос начинает откачку пластовой жидкости, которая поднимается по внутренней полости НКТ.

В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты (рис. 3.5.2), после чего ее продавливают в пласт.

Рис. 3.5.2 Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при кислотной обработке скважин в сочетании с ГОР

Кислота: 1 - закачиваемая в КГТ, 3 - в полости скважины, 4 - продавленная в призабойную зону пласта; 2 - пакер

При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды.

Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25 - 30%.

Анализ проведения СКО на месторождениях показал, что эти обработки на скважинах месторождений «Зеварды» и «Памук» более эффективны, чем на месторождении «Култак». Так на месторождении «Култак» СКО были проведены на 20-ти скважинах, из них 14 не эффективны, притом по некоторым скважинам отсутствует приемистость пласта.

В лабораторных условиях были проведены исследования с целью выявления причин не эффективности СКО на месторождении «Култак» путем определения скорости реакции соляной кислоты с керном. Результаты показали, что время полной нейтрализации 13% соляной кислоты составляет 24 часа, в то время как на других месторождениях - от 40 минут до 1 часа 40 минут. Вероятно, что данная причина является одним из факторов низкой эффективности СКО. В связи с этим были проведены лабораторные эксперименты по подбору ускорителей скорости реакции соляной кислоты с керном месторождения «Култак».

Приготовление и закачка в пласт гелеобразующих растворов при проведении промысловых экспериментов приобретает важное значение, и поиск оптимальных решений этой задачи является одной из целей эксперимента. Прежде всего необходимо выдержать оптимальные концентрации химреагентов при приготовлении больших объемов растворов, обеспечить непрерывное закачивание заданных объемов оторочек в течение заданного времени. К сожалению, до сего времени нет у нефтяников специальных передвижных технических средств для дозированной закачки агентов в необходимых (небольших) количествах. Использование обычных технических средств, специально не предназначенных для этой цели, в масштабах крупной нефтедобывающей отрасли страны приводит к огромным неоправданным затратам. Давно назрела необходимость разработки и организации массового производства специальной многоцелевой передвижной высоконадежной промысловой химической лаборатории для оперативного контроля за основными параметрами закачиваемых в скважину большого количества химических реагентов для различных целей.

Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рис. 3.5.3.

Рис. 3.5.3 Принципиальная схема обустройства опытного участка для закачки гелеобразующего состава в скважину:



1 -- насосный агрегат; 2 -- скважина; 3 -- промежуточная емкость; 4 -- автоцистерна с соляной кислотой; 5 -- водовод; 6, 7 -- эжекторы; 8 -- автоцистерна с жидким стеклом; 9 -- автоцистерна с полимером

Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3. Из источника пресной воды с помощью агрегата ЦА-320 вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 м³. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе -- соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м³ с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.

Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора, как уже упоминалось, имеющаяся стационарная установка предназначена для организации закачки силикатно-щелочных растворов. Порядок приготовления водного раствора гелеобразующих составов на стационарной установке следующий:

- готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;

- приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.

Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:

1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10--20 м³ гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.

2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.

3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.

4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.

Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности.

1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3--4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15--20 м³ с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.

2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.

3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15--20 м³, и скважину закрывают на 3--4 сут. для гелеобразования.

4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут. и реагирующие добывающие скважины.

5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.

На основании проведенных экспериментов предлагается провести апробацию СКО в сочетании гелеобразующих растворов на основе силикатов марки «АСС» по следующей технологии: закачивать смесь ГОРа и 13% соляную кислоту с добавлением, в качестве ускорителя реакции, метилового спирта концентрации 0,5% по обычной технологии [52].

III.6. Рекомендации по защите скважинного оборудования от коррозии

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших на всем земном шаре. Почти 1/3 добываемого на земле металла разрушается по причине коррозии.

Основными причинами коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрическое воздействие окружающей среды на металл. Интенсивность ее зависит от характера и структуры металла:

- от характера и состава агрессивной среды, в которой могут содержаться различные вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии;

- от температуры и давления этой среды;

- от механического воздействия на металл и т.п.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования носит смешанный характер:

-электрический;

-химический.

По основному агенту, вызывающему коррозию, различают:

-сероводородную коррозию;

-углекислотную коррозию;

-коррозию, с растворенными в воде скважин, низкомолекулярными органическими кислотами.

При одновременном присутствии этих веществ коррозия усиливается.

С целью повышения антикоррозионной защиты скважинного оборудования на месторождениях «Денгизкульской группы» необходимо [53]:

- обеспечивать качественное проведение ингибиторных обработок один раз в 2,5 месяца;

- удлинить время выдержки после окончания закачки растворов ингибитора в лифтовую колонну до 4 часов;

- на скважинах с негерметичным затрубным пространством производить ввод в затрубье раствора ингибитора (по объему - сколько примет скважина, но не более 4-4,5 м 10% объема раствора) 1 раз в полгода;

- продолжить контроль за состоянием коррозионных процессов на контрольных скважинах. По возможности на одной из скважин произвести кап. ремонт с подъемом НКТ, что позволит визуально определить состояние металла, наличие коррозионного поражения и его степень по глубине колонны.

Контроль за изменением толщины стенок наземного оборудования осуществляется прибором “Кварц-6”.

Осуществлять контроль за выносом ингибитора в продукции скважин и ионов железа. Контроль производится на основе анализов жидкостных проб в лабораторных условиях.

3.7 Технологические решения по системам сбора, промысловой подготовки и транспорта газа [47, 53]

Сбор продукции скважин будет осуществляться на УППГ, в случае если давление в скважине будет ниже, чем на воде УППГ - на ДНС. Необходимо отметить, что скважину, подключенную на ДНС во избежание потерь углеводородов рекомендуется подключить к УППГ, и в дальнейшем рекомендуется подключать все скважины, у которых достаточное давление на работу через УППГ.

Подготовка газа к транспорту осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) номинальной мощностью 1,0•10⁹ m³ газа в год.

Установка предварительной подготовки газа (УППГ) «Денгизкуль» построена согласно проекту «Реконструкция УППГ «Денгизкуль» со строительством дожимной компрессорной станции», разработанному институтом УзЛИТИнефтгаз в 2007 г., в связи с изменением технологии подготовки газа месторождения «Денгизкуль» и строительством дожимной компрессорной станции (ДКС).

Ввод ДКС в технологическую схему УППГ необходим для обеспечения условий транспортирования газа на Мубарекский газоперерабатывающий завод (МГПЗ) по межпромысловому газопроводу «Денгизкуль-МГПЗ».

Установка предварительной подготовки газа (УППГ) «Денгизкуль» предназначена для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей.

УППГ «Денгизкуль» является взрыво-пожароопасным объектом.

Производительность УППГ по газу составляет 2,927•10⁹ m³/у.

По виду обрабатываемого продукта УППГ «Денгизкуль» подразделяется на две основные системы:

- очистки газа;

- подготовки конденсата газа.

В состав УППГ входят (Рис. III.6.1.):

- сепаpатоp С-101 - 3 шт.;

- аппарат воздушного охлаждения АВО-101 - 2 шт.;

- сепаpатоp С-102 - 2 шт.

- фильтр сепаратор S 0101 - 2 шт.;

- пылеуловитель S 0103- 2 шт.;

- разделитель Р-301 - 1 шт.;

- выветриватель В-301 - 1 шт.;

- дегазатор пластовой воды Д-301 - 1 шт.;

- емкости для конденсата Е-301 - 2 шт.;

- автоматизированная система налива АСН-301.

Сернистый очищенный горючий природный газ с УППГ «Денгизкуль» направляется на ДКС «Денгизкуль». Стабильный газовый конденсат вывозится автотранспортом на нефтеналивную эстакаду (ННЭ) «Серный завод».

На УППГ «Денгизкуль» получают:

- предварительно подготовленный природный газ;

- стабильный газовый конденсат.

Предварительно подготовленный природный газ, подаваемый на ДКС «Денгизкуль» удовлетворяет требованиям стандарта КSt 05786726-05. В таблице III.6.1. представлен состав природного газа, подаваемого с УППГ на ДКС «Денгизкуль».

Таблица 3.6.1

Состав природного газа, подаваемого с УППГ на ДКС «Денгизкуль»

Условия отбора: Р = 5,1 МРа, t = 56^оС

Наименование показателя	Значение
1. Молярная доля компонента,%
CH4	85,432
C2H6	1,640
C3H8	2,660
i C4H10	0,050
n C4H10	0,070
i C5H12	0,050
n C5H12	0,030
C6H14+высш	0,150
N2	0,440
CO2	5,360
H2S	4,118
Итого	100
2 Молярная доля C5+высш,%	0,230
3 Плотность газа при 20 оС и 760 mm Hg, kg/m3	0,812
4 Массовая концентрация C5+высш, g/m3	7,778
5 Молекулярная масса C5+высш	81,30
6 Молекулярный вес газа	19,514
7 Молярная доля С3+С4,%	2,780
8 Массовая концентрация С3+С4, g/m3	51,691

Газы горючие природные по токсикологической характеристике относятся к веществам II класса опасности по ГОСТ 12.1.007, не оказывают токсического действия на организм человека, но при концентрациях, снижающих содержание кислорода в атмосфере до 15-16%, вызывают удушье. Газы горючие природные относятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Категория взрывоопасности смеси - II A по ГОСТ 30852.11. Группа взрывоопасной смеси - T I по ГОСТ 30852.5.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 mg/m³, в смеси с углеводородными газами 3 mg/m³ .

Стабильный газовый конденсат удовлетворяет требованиям стандарта TSt 39.0-02. В таблице 3.6.2 представлена техническая характеристика стабильного газового конденсата, направляемого на ННЭ «Серный завод».

Таблица 3.6.2

Техническая характеристика стабильного конденсата УППГ

Наименование показателя	Значение
1. Давление насыщенных паров, Ра (mm Hg), не более	66661 (500)
2. Массовая доля воды,%, не более	0,1
3. Массовая доля механических примесей,%, не более	0,03
4. Массовая концентрация хлористых солей, mg/dm3, не более	10
5. Массовая доля общей серы,%	Не нормируется Определение по требованию потребителя
6. Массовая доля сероводорода,%	Не нормируется Определение обязательно для конденсата, содержащего сероводород
7. Плотность при 20 оС, kg/m3	Не нормируется. Определение обязательно

Концентрационные пределы воспламенения сероводорода в смеси с воздухом в объемных долях: нижний - 4,3%, верхний - 45,5%, для природных газов конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044.

Конденсат, содержащий сероводород, относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.007. Пары конденсата образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Область воспламенения паров конденсата в воздухе: нижний предел - 1,4%, верхний - 8% по объему. Температура вспышки паров конденсата ниже 0^оС, температура самовоспламенения выше 380^оС [54].

Конденсат, содержащий сероводород, относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.007. Пары конденсата образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Область воспламенения паров конденсата в воздухе: нижний предел - 1,4%, верхний - 8% по объему. Температура вспышки паров конденсата ниже 0^оС, температура самовоспламенения выше 380^оС.

Характеристика сырья. Сырьём на установке является продукция газовых скважин месторождения «Денгизкуль». Сырьё, поступающее на УППГ, кроме газовой фазы содержит жидкость в виде пластовой воды и конденсата газа. В потоке продукции скважин содержатся также механические примеси. Сырой сернистый горючий природный газ месторождения «Денгизкуль» представляет собой многокомпонентную смесь углеводородов и незначительного количества неуглеводородных компонентов, токсичен. Газ месторождения является сероводородно-углекисло-углеводородным. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 10,20 g/m³. Физико-химические основы технологического процесса на УППГ. Основным технологическим процессом на УППГ Денгизкуль является 2х ступенчатый процесс сепарации газа. Механизм действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных смесей при изменении параметров системы.

Жидкая фаза при движении природного газа в системе "пласт-УППГ" образуется как за счет жидкости, выносимой газом с забоя газовых скважин, так и за счет перепада давления в системе. Физико-химическая характеристика товарного конденсата УППГ приведена в таблице 3.6.3.

Таблица 3.6.3

Характеристика пластового газа месторождения «Денгизкуль»

Наименование показателя	Значение
1. Молярная доля компонентов,%
СH4	83,936
C2H6	1,410
C3H8	0,453
iC4H10	0,057
nC4H10	0,080
iC5H12	0,040
nC5H12	0,030
C6H14+высш.	0,162
N2	5,538
CO2	4,159
H2S	4,135
Итого	100
2. Молекулярная доля С5+в,%	0,230
3. Потенциальное содержание С5+в, в сырьевом газе, g/m3	10,20
4. Молекулярная масса С5+в	105,697

Краткое описание технологической схемы УППГ. Система автоматизации установки предназначена для контроля хода ведения процесса, для поддержания заданных параметров рабочих сред, стабильной и безаварийной работы установки, а также для контроля за основными параметрами при пуске установки и выводе ее на рабочий режим, при остановке установки, ее отогреве и продувке.

С этой целью предусмотрены приборы и системы для замера и записи давлений, температур, перепадов давлений, расходов и уровней сред в аппаратах и коммуникациях установки, для автоматического поддержания заданных параметров сред, для автоматической защиты оборудования установки от превышения заданных параметров [55].

Основные приборы вынесены на щит управления установкой, расположенный в операторной, часть приборов установлены по месту. Кроме того, установка снабжена АСУ ТП. Комплекс “Система АСУТП УППГ” представляет собой программный комплекс, основанный на SCADA Trace Mode 6.06 для Windows XP, обеспечивающий диспетчерское управление и информационное обслуживание. На технологической схеме установки приведенной на рисунке 3.6.1 графические обозначения выполнены по ГОСТ 21.404.

Система подготовки газа. Продукция газовых скважин месторождения «Денгизкуль» может поступать на УППГ как по шлейфам скважин через БВН-1, так и общему газовому коллектору с БВН-2,3,5, находящихся за пределом территории УППГ «Денгизкуль». Сырой сернистый природный газ с газового коллектора через электрозадвижки №20 и №21 поступает в общий коллектор и распределяется по технологическим ниткам. Контроль давления газа на общем коллекторе осуществляется по месту манометром РI-1 и прибором РТ-2 (преобразователь избыточного давления), установленным по месту, с дистанционной передачей показаний.

Управление электрозадвижкой №20 предусмотрено дистанционно с операторной NS-1 и вручную НА-1 по месту.

На входе в технологические нитки предусмотрен сбросной трубопровод Ду159х6, оснащенный электрозадвижкой №6, для сброса газа из входного коллектора при нормальном и аварийном остановах технологических ниток. Управление электрозадвижкой №6 предусмотрено дистанционно с операторной НS-2 и вручную НА-2 по месту. Предусмотрена световая сигнализация НА-2 положений задвижки в операторной “Закрыт” или “Oткрыт” [55-57].



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации изложены научно обоснованные решения по исследованию разработки, месторождения «Денгизкуль». Основные результаты исследования, практические выводы и рекомендации заключаются в следующем:

1. Опыт разработки указанных месторождений позволил выявить ряд особенностей, характерных для большинства газовых залежей группы месторождения «Денгизкуль». Огромные размеры структур, большие запасы газа предопределяют необходимость поэтапного ввода их в разработку. Естественно, это отражается на показателях эксплуатации залежей. Неравномерно отрабатываются различные участки, что ведет к нерациональным перетокам газа внутри залежи, перераспределяются пластовые давления, формирование региональной, депрессионной воронки растягивается на несколько лет. В связи с этим затрудняется эффективный контроль и управление разработкой месторождения, прогнозирование изменения геолого-технологических показателей.

2. Для выравнивания отработки запасов по разрезу применяется дифференцированная система вскрытия продуктивных горизонтов, предусматривающая перфорацию продуктивного разреза пропорционально удельным запасам газа, то есть преимущественно вскрываются верхняя и средняя части залежи, а следовательно, затрудняется отработка запасов и снижается газоотдача для нижней приконтактной зоны. При этом подавляющее большинство скважин не вскрывают газоводяной контакт, что значительно снижает эффективность контроля за обводнением залежи в процессе разработки.

3. Основой для осуществления рациональной разработки месторождения является детальное изучение особенностей геологического строения месторождения и выработка рекомендаций по оптимальному размещению эксплуатационных скважин, повышению их продуктивности, предотвращению преждевременного обводнения. В этой связи автором, в рамках работы, проведен анализ особенностей геологического строения разрабатываемых залежей месторождения «Денгизкуль».

4. Важнейшим параметром, определяющим эффективность проектных решений и последующего процесса разработки является величина начальных запасов газа. Как показал анализ оценок запасов различными методами на разных стадиях изучения газовых залежей, проблема хоть и имеется, решается оно на должном уровне.

5. На основе полученных данных предложены рекомендации по повышению производительности газовых скважин на месторождение «Денгизкуль», в частности в работе рассматривалься вторая группа методов улучшения проницаемости призабойной зоны скважин, к которым относятся:

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- соляно-кислотная обработка (СКО);

- сочетание ГРП и СКО;

- сочетание гелеобразующих растворов (ГОР) и СКО

- детонация в пласте или в призабойной зоне пласта взрывчатого вещества.

6. Изучена действующая система сбора промысловой подготовки и транспорта газа, а также предлагается технологические решения по оптимизацию процесса.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Каримов И.А. Мировой финансово - экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана. Ташкент: Узбекистан; 2009 г.

2. Каримов И.А. Узбекистан на пороге XXI века: угрозы безопасности, условия и гарантии прогресса. Ташкент: Узбекистан; 1997.

3. Швецов В.М., Адылов Д.М. Авторский контроль за разработкой месторождения «Уртабулак» и Денгизкульской группыместорождений и составление корректив проекта разработки Денгизкульской группы. Отчет по договору ПМ 03.01/99.99. Ташкент, фонды УзНИПИнефтегаз, 1999 г.

4. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М: Недра,1987 г.

5. Белонин М.Д., Кноринг Л.Д. Применение методов распознавания образов для оценки степени нефтегазоносности природных объектов. Геология нефти и газа, №7,1971.-С. 9-15.

6. Берман Л.И., Омесь СП., Романовская Н.С. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье // Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. -№6. С.20-24.I

7. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 232 с.

8. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. // М: Недра, 1975. -415с.

9. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. // М: Недра, 1968. -428с.

10. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1985. 208 с.

11. Гвоздов В.Г., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1993. -327с.

12. Геологический отчет за 2003 год. Том I / ООО «Уренгойгазпром» Новый Уренгой, 2004. -236с.

13. А.Н. Кирсанов и др. Геология и геодезия; Под ред. А.Н. Кирсанова. М.: Недра, 1996. - 362с.

14. Гриценко А.И., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М., Кирсанов А.Н., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Сулейманов Р.С. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. М.: Недра, 1992. - 368с.

15. Гриценко А.И., Седых А.Д. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения. М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.

16. О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Чугунов и др. Эксплуатация газовых скважин.// М: Наука, 1995.- 359с.

17. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации приборов и спецматериалов / В.Л. Архангельский, И.З. Авакян, Е.И. Бухленко и др. Т. 2.: М.: ВНИИОНГ, 1994. - 216 с.

18. Композит - Каталог нефтегазового оборудования и услуг компании «ГАЛФ Паблишинг компаний» 3 тома. Место изд.: Изд-во «Топливо и энергетика», 1993,1994. - 2374 с.

19. Альбом отечественного и зарубежного нефтепромыслового оборудования/ З. Г. Крец. В. Л. Кольцов, З. Г. Лукьянов, Л. А. Саруев и др. - Томск, Стрежевой 1996. - 1230 с.

20. Желтов Ю.П. Деформации горных пород.- М.: Недра, 1966. -198 с.

21. Зайдель А.Н. Ошибки измерений физических величин.- Л.: Наука, 1974.107 с.

22. Закиров И.С., Закиров Э.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов II Газовая промышленность. М., 1997, №7. - С.68-71.

23. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа,- М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.I