Экономические последствия экспорта сырья из Казахстана

Введение

На протяжении последних 25-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90 % доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 году бурением поисковой скважины №2. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс. м3/сут. Месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской низменности на Тазовском полуострове в 60 км северо-западнее Уренгойского и в 80 км северо-восточнее Медвежьего месторождений. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях Ямбургского месторождения.

Ямбургское месторождение находится в эксплуатации более 15 лет и в настоящее время вступило в период падающей добычи с резким падением устьевого давления скважин. Поскольку первая очередь ДКС на промыслах Ямбургского месторождения расположена после системы осушки газа, то продолжающийся процесс падения пластового давления в залежи непосредственно отражается на эксплуатации установок подготовки газа.

Для сбора газа на УКПГ Ямбургского месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно - кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ø 530 мм, при этом имеются как короткие (1 - 2 км), так и очень длинные шлейфы (более 8 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД - 1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ø 57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4 - 10,0 МПа при температуре 10 - 16?С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12 - 13?С следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.

Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЯГКМ используется раствор метанола, подаваемый на устье скважин. В данном дипломном проекте проанализированы условия и места возможного возникновения гидратов и вычислено необходимое количество ингибитора гидратообразования для подачи на устье скважины и в шлейфы для предотвращения выпадения гидратов.

1. Геологическое строение Ямбургского месторождения. Геолого-промысловая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).

Населенные пункты здесь отсутствуют. Дорожная сеть на площади работ отсутствует. База Тазовской нефтеразведочной экспедиции, осуществляющей разведку на Ямбургской площади, находится в посёлке Таз-Сале (в 160-170 км к юго-востоку от месторождения). В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также вертолётами. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГЗК СССР, являются: Уренгойское - в 60 км южнее рассматриваемого, Медвежье - 80 км юго-западнее и Новопортовское - 90 км северо-западнее.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

При обустройстве газопромысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением Аэрогеология. Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси - 65млн.м3 , а кирпично - керамзитовых глин - 225млн.м3.

В 50-60 км на юго-восток от площади выявлено Харвутинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд.м3.

Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты толщиной 200-300 м и слабосезонное оттаивание почвы (0.4-0.5) м.

Район работ расположен в тундровой зоне. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая. Наиболее низкая температура в январе, феврале -58оС. Наиболее теплый месяц - август, в отдельные дни температура +28...+30 оС, а при вторжении арктических масс воздуха понижается до -5...-6оС. Среднегодовая температура -8..-10оС. Среднегодовое количество осадков составляет 350-400 мм, основная часть выпадает в осенне-весенний период. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность -1 человек на 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озёрах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних.

Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра роля централизованного водоснабжения использоваться не могут из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоёмов глубиной не менее 5-6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р.Таб-Яха ).

Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

В сеноманских отложениях разведана газовая залежь массивного типа с глубиной залегания 1000-1210 метров. Максимальная газонасыщенная толщина-205 метров. Состав газа-99% метан. Начальное пластовое давление 117 атм., пластовая температура-280С. Запасы газа-более 5 трлн.м3. Продукция-природный метановый газ.

В неокомских отложениях выявлено 10 газоконденсатных залежей с содержанием конденсата до 100 г/м3. Глубина залегания 2500-3200 м. Пластовые давления 260-320 атмосфер, температура 65-870С. Запасы газа более 1 трлн.м3, конденсата-100 млн.т. Продукция-природный газ и газовый конденсат.

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 - 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.

Состав газа, % объемные [10]:

СО2 0,2 - 0,30,7 - 1,7

Не 0,01 - 0,02

Аr 0,01 - 0,03

Н2 0,002 - 0,04

СН4 97,8 - 99

С2Н6 0,0 - 0,15

С3Н8 0,0 - 0,02

С4Н10 следы

Рис. 1.1 - Ямбургское месторождение (сеноман)

Общие запасы месторождения: 5059 млрд.м3

Показатели принятого варианта:

Годовой отбор 185 млрд.м3 (4.2% от нач. зап.)

Период нарастающей добычи 6 лет

Период постоянной добычи 12 лет

Средний рабочий дебит на период постоянной добычи 1000 тыс.м3/сут

Допустимая эксплуатация скважин в начальный период до 4 лет с рабочим дебитом 1500 тыс.м3/сут

Начальные рабочие депрессии на пласт 0,2-0,3 МПа

Предельная депрессия на пласт на конец постоянной добычи 0,6 МПа

Необходимый эксплуатационный фонд скважин (с учетом 20% резерва) 673 ед.

Количество скважин в кусте 4-8 ед.

Расстояние между кустами 2.5-4 км

Расстояние между устьями скважин в кусте 40 м

Расстояние между забоями скважин в кусте 150-200 м

Бурение скважин осуществлять наклонно-направленным способом с отклонением забоя устья по вертикали 250 м

Конструкция эксплуатационных скважин

эксплуатационная колонна 219 мм

лифтовая колонна (НКТ) 168 мм

Наблюдательный фонд скважин, в т.ч. 113 ед.

для контроля за мерзлотой 35 ед.

для наблюдения за разработкой 78 ед.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна. Ниже даётся краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

Юрская система

На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м. и 30 м. соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргилитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцементированных и песчаников серых, крепких, кремнисто-глинстых, реже известковых.

Меловая система (нижний мел)

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

Мегионская свита (барриас-нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.

Вартовская свита (верхневаланжин-готерив-баррем) подразделяется на три подсвиты -нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов ( пласты БУ13-БУ39 ).

Всего в составе нижней подсвиты (верхневаланжин-готерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргилиты более тёмные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (аптальб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.

Верхний мел

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.

Толщина отложений 24-88 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами тёмно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.

Толщина березовской свиты 255-448 м.

Ганькинская свита (маастрихтдатский яруса) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. Толщина отложений 204-322 м.

Палеогеновая система

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

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов тёмно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин. Толщина свиты 226-274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми. Толщина свиты 153 м.

Четвертичная система.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина до 145 м.

Тектоника [8].

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

Размеры поднятия 55 х47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского к.п. расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая В (пласты БУ15-БУ7) относительно нижележащих горизонтов, В11, В2 , В12 (пласты БУ08-БУ11). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08-БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту В11. Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ19-БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134-130-110-124-146-107-144 , где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ38 и БУ19.

По кровле фундамента - отражающий горизонт А представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.

2. Состояние разработки Ямбургского газоконденсатного месторождения [8], [9].

.1 Cеноманская залежь

Разработка сеноманской залежи ведется с 1986 года и в настоящее время вступило в стадию падающей добычи. В эксплуатации находятся УКПГ-1-7 Ямбургской площади и ЭУ-8 Харвутинской площади.

По состоянию на 1.01.2003 г. из сеноманской залежи ЯГКМ с начала разработки добыто 2380.9 млрд.м3, что составляет 44% от запасов газа, при этом из Ямбургской площади - 2349.58 млрд.м3 или 59.7 %. Добыча газа за 2002 г. составила 144.6 млрд.м3. В целом по сеноманской залежи незначительное отставание фактического уровня добычи от проектного сопровождался недобором газа из Ямбургской площади в объеме 3,76 млрд. м3. Компенсация добычи происходила за счет работы скважин ЭУ-8 Харвутинской площади с повышенными дебитами. Фактический отбор из Харвутинской площади выше проекта на 3 млрд. м3, что составляет 54.5%.

В течение 2002 года наблюдалось увеличение добычи газа из месторождения относительно проектного уровня в 1 и 4 кварталах на 2.9 млрд. м3 и 1.7 млрд. м3 соответственно. Максимальная добыча из месторождения составила 41.6 млрд. м3 в первом квартале, что превысило проект на 8%, минимальный уровень соответствует III кварталу - 27.8 млрд. м3, что на 5.7 млрд. м3 или 20% меньше проектного. Необходимо отметить, что процесс добычи газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения характеризуется резко выраженной сезонной неравномерностью, которая обусловлена не только динамикой потребления газа, но и сложившейся системой обустройства.

Несоответствие технологических показателей по зонам УКПГ-1 и 5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5. При этом фактическое число эксплуатационных скважин на УКПГ-1 стало ниже проектного, соответственно добыча снизилась за 2002 год относительно проекта на 5.7 млрд. м3 .

Похожая картина наблюдается и в 2003 году (рис. 2.1). В целом по месторождению в I квартале добыча газа составила 38.7 млрд.м3, что на 0.6 млрд.м3 больше проекта, во II квартале 33.5 млрд.м3. По состоянию на середину года из Ямбургской площади недобрали 2,2 млрд. м3. Суммарная фактическая добыча на УКПГ-1 и 3 была на 5 млрд. м3 меньше проектной, в то время как на УКПГ-6 и ЭУ-8 сверх проекта добыто 5,3 млрд. м3. Это стало возможно в связи с вводом второй очереди ДКС на УКПГ-6 и непроектным технологическим режимом работы 50 скважин на ЭУ-8.

Рис. 2.1 - Динамика добычи газа в 2003 г.

Постоянно ведется анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения. Характерным для месторождения оказалось постоянное снижение среднего дебита без установления периода установившегося дебита, как было заложено в первом проекте разработки, на текущий момент средний дебит составляет 517 тыс.м3/сут. Снижение уровней добычи по УКПГ происходило в периоды, когда наблюдалось отставание обустройства (ввод новых скважин и вторых очередей ДКС). В последние годы эксплуатация происходила с превышением годового отбора над проектными значениями УКПГ-2 за счет внутрипластовых перетоков из соседних зон, УКПГ-4 за счет ввода дополнительных эксплуатационных скважин.

Распределение величины средних дебитов по участкам залежи напрямую зависит от ФЕС и текущего пластового давления, для центральной зоны Ямбургской площади текущие средние дебиты выше и составляют от 650 до 717 тыс.м3/сут, а для периферийных зон (УКПГ-4) они значительно ниже - 476 тыс.м3/сут.

В процессе разработки залежи снижается пластовое давление. Глубокая депрессионная воронка в центральной части залежи достигла 34 атм, прогнозные расчеты показывают, что она будет продолжать углубляться в центральной части быстрее, чем в периферийной зоне, что в конечном итоге может привести к снижению конечной газоотдачи.

Пластовое давление по эксплуатационным зонам УКПГ - 1, 2, 3, 5, 6 на середину 2003 г. составляет от 35.9 до 39 атм; по зонам УКПГ - 4, 7 оно выше и достигает - 47.5 и 50.2 атм соответственно; по ЭУ-8 - 72 атм. Максимально снизилось давление до 33 атм в районе кустов 606 и 209. Темп падения пластового давления в эксплуатационных зонах в среднем составляет 3-5 атм в год. На рис. 2.1 показана карта изобар по состоянию на 1.07.2003 г.. В центральной части эксплуатационного участка пластовое давление в районе расположения куста 801 снизилось до 59 атм, что составляет 50% от начального пластового давления при отборе 12% от начальных запасов ЭУ-8. Перепад пластового давления между центральной частью (район кустов 801, 802) и периферией составляет более 50 атм. Величина устьевого давления определяет необходимость компримирования газа с определенной степенью сжатия, средние значения устьевого давления на Ямбургской площади составляют на середину года от 27.6 атм до 35.5 атм.

В 2002 году отмечалось нарастание процесса обводнения скважин пластовыми водами из-за подтягивания к скважинам собственно пластовых вод сеноманской залежи. На начало 2003 года число скважин, работающих с пластовой водой, составило 271 единицу.

Как показали прогнозные расчеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин. Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице.

Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

Рис. 2.2 - Карта изобар по состоянию на 01.07.2003 г.

Сеноманская залежь разрабатывается в условиях проявления упруго-водонапорного режима. Уровень подъема ГВК контролируется в наблюдательных и пьезометрических скважинах. Кусты и отдельные наблюдательные скважины с ярко выраженным подъемом ГВК по состоянию на 1.1.2003 г. сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Уровень подъема ГВК

№ куста, наблюдат. скв.Подъем ГВК, м№ куста, наблюдат. скв.Подъем ГВК, мУКПГ-1УКПГ-510436,851422,410847,850524,611450,451326,8УКПГ-2УКПГ-625Н31601П34,421525,661137,82052060238УКПГ-3УКПГ-731325,471223,631727,470523,630229,371324,8УКПГ-4ЭУ-840428,480113,641930,880210,341638,880314,5

На рисунке 2.3 представлена карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.2003 г, построенная во ВНИИГАЗе. Продвижение воды носит неравномерный характер. Наиболее выраженный подъем отмечается в зонах с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами УКПГ-1 и 6, что в значительной степени объясняется непроектными отборами в начальный период разработки. Статическое положение уровня ГВК связано с прохождением глинистых пород, время стабилизации изменяется от нескольких месяцев до 2 - 3 лет. Чем меньше толщина глинистых прослоев, тем меньше их латеральное распространение, тем быстрее происходит их обход текущим ГВК. В высокопроницаемых породах скорость подъема составляет 0.75 м/мес., в заглинизированных - 0.09 м/ мес., в глинах и коллекторах с начальным градиентом давления движения нет.

Рисунок 2.3 - Карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.03

Темп подъема ГВК в последние годы вырос и достигает на отдельных участках 6 м/год. Объем внедрившейся воды в залежь на 1.01.2003 г. по оценке лаборатории подсчета запасов углеводородов ВНИИГАЗа составил свыше 2.4 млрд. м3, что соответствует чуть более 9% от газонасыщенного порового объема.

Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование песчано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагрузок за счет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице. Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.

И в заключении этого подпункта, приведём таблицу оценки уровней добычи газа по Ямбургскому месторождению (Сеноман) в 2004 году.

Таблица 2.2 - Оценка уровней добычи в 2004 г.

квартал

УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектрасчетпроектфакт15.04.41009125.025.45.4969622.236.06.010710823.144.03.9939031.755.46.010410320.765.04.5948522.776.26.211611536.6Всего за квартал37.036.47106892 квартал

УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектрасчетпроектфакт14.84.31009124.025.35.3969621.135.65.610710822.443.73.6939031.255.15.710410320.164.94.3948520.875.95.911611536.8Всего за квартал35.334.77106893 квартал

УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектрасчетпроектфакт14.64.31009123.224.94.9969620.835.25.210710821.943.43.3939032.554.95.510410319.464.34.3949321.175.55.511611536.7Всего за квартал32.733.07106964 квартал

УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектрасчетпроектфакт14.74.21009122.225.15.1969619.835.35.210710820.843.93.8939027.554.75.310410318.564.44.4949320.375.85.811611534.0Всего за квартал33.933.8710696

Общие сведения об УКПГ - 5 [10].

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.

В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 (фактически 32) млрд.м3/год, с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд.м3 в год.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская - системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-5 в 1997 году вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) I-я очередь, а в ноябре 2002 года II-я очередь, расположенная перед установкой осушки газа.

В 1999 году введена в эксплуатацию установка огневой регенерации гликоля (ТЭГ). Со времени пуска УКПГ осушка газа производилась ДЭГом, подаваемым по дэгопроводу от УКПГ-2. С 2005 года вновь переведена на ДЭГ.

Установка пущена в эксплуатацию 28 января 1988 г.

Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ОСТ 51.40-93.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

среднее пластовое давление - 11,73 МПа;

динамическое давление газа на устье - 10,3 МПа;

температура газа на устье - 13 - 14оС

Параметры газа на конец 2004 года:

среднее пластовое давление - 3 МПа

динамическое давление газа на устье - 2,2 МПа

давление газа на входе в ППА - 1,6 МПа

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,0-5,5 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2 оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн.м3/сут.

Восстановление осушителя - на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2 оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов ТДА 10 - 13 производительностью 10 млн.м3/сут.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

пункт переключающей арматуры (для приема газа с кустов скважин);

обводной коллектор ГО (для пуска газа минуя УКПГ и ДКС);

узел подключения ДКС к УКПГ (для приема газа с ГП на ДКС);

первая и вторая очередь ДКС (для компремирования газа);

- установка очистки газа (УОГ - очистка газа от механических примесей и капельной жидкости);

блок подготовки топливного и импульсного газа (БПТиИГ - для подогрева топливного и импульсного газа);

компрессорный цех с ГПА (газоперекачивающие агрегаты - элементы ДКС);

установка АВО газа ДКС (охлаждение компремированного газа)

технологический корпус осушки газа (окончательная очистка и осушка газа);

установка АВО газа ГП (охлаждает сухой газ до температуры 0 -20С);

КТП АВО газа, КТП ЦПГ, КТП вспомогательных помещений (для энергоснабжения объектов ГП)

технологический корпус регенерации ДЭГа (для отделения воды из ДЭГа и подачи последнего на осушку газа);

установка печей огневого подогрева ДЭГа (подогрев гликоля для последующего выпаривания воды);

установка подогрева теплоносителя (для теплоснабжения ГП);

РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная (для запаса воды на ГП);

блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды (снижение давления газа для потребителяей);

установка воздухосборников ( для запаса воздуха питания КИПиА);

установка отключающих кранов УОК (для подключения к МПК);

подогреватель газа (для подогрева газа собственных нужд);

склад ДЭГа, метанола и ГСМ, блок-бокс насосных ДЭГ, метанола и ГСМ (для запаса химреагентов и их перекачки );

компрессорная воздуха КИП (для питания приборов КИПиА);

система внутрипромысловых коллекторов (для объединения узлов и агрегатов промысла в единую систему);

система сброса газа на свечу (для опорожнения технологических трубопроводов и аппаратов);

ГФУ (для утилизации промышленных и хозяйственных стоков);

блок подсобно-производственных помещений (для размещения оперативного персонала ГП);

аварийная дизельная электростанция (для аварийного энергоснабжения ГП);

ЗРУ (для приема, замера и распределения электроэнергии по КТП );

блок вспомогательных помещений (для размещения ремонтного персонала ГП);

КНС (для перекачки канализационных стоков);

станция автоматического локального пожаротушения (для ликвидации пожаров).

БВС (Щ-02) (административное здание со столовой).

.2 Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов

Изготовляемая продукция - газ осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливается к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».

Технические требования для природного газа приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические требования и нормы для природного газа холодной климатической зоны

Наименование показателейЕдиница измеренияНорма по ОСТ 51.40-93Точка росы газа по влаге: - зимний период, не выше - летний период, не выше оС оС минус 20 минус 10Точка росы по углеводородамоСНе нормируетсяМасса сероводорода,г/м30,02Масса меркаптановой серы, не болеег/м30,036Объемная доля кислорода, не более%1,0Теплота сгорания низшая, при 20оС и 101,325 кПа, не менее МДж/м3 32,5Плотность при нормальных условиях0,673Плотность по воздуху0,562Пределы взрываемости в смеси с воздухом: - низший - высший % об. % об. 4,9 16,0ПДК в воздухе рабочей зоны%0,7

Реагенты используемые в производстве.

В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.

Таблица 2.4 - Характеристика метанола

Метанол (метиловый спирт)-ГОСТ 2222-78Химическая формула-СН3ОНМолекулярная масса-32,04Плотность при 20 оС, г/см3-0,792Предел взрываемости, % об.-низший - 6,7высший - 34,7Температура, оС:- кипения при 760 мм.рт.ст.-64,7- замерзания-минус 97,1- плавления-минус 93,9- вспышки-8- воспламенения-13- самовоспламенения-400 (ГОСТ 6995-77)Вязкость при 20оС, сПз-0,793Упругость паров, мм.рт.ст-89Теплота сгорания кДж/кг-22331ПДК в воздухе, мг/м3-5

Внешний вид - бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.

Диэтиленгликоль - ГОСТ 10136-77:

Внешний вид - слабоокрашенная в желтый цвет жидкость

Химическая формула: СН2 ОН-СН2 - О-СН2 - СН2ОН

Таблица 2.5 - Характеристика диэтиленгликоля

Молекулярная масса-106,12Плотность при 20 оС, кг/м3-1116 - 1117Массовая доля, %:- органических примесей-не более 0,4 - 2,0в том числе этиленгликоля-0,15 - 1,0- воды-не более 0,05 - 0,2- ДЭГа-99,5 - 98,0- кислот-0,005 - 0,01Температура кипения при 760 мм.рт.ст., оС:- начало-не ниже 244 - 241- конец-не выше 249 - 250Температура замерзания, оС-минус 8Температура начала разложения, оС-164,5Вязкость при 20оС, сПз-35,7Число омыления мг КОН на 1 гр. продукта-0,1 - 0,3месторождение залежь гидравлический шлейф

Технологическая схема УКПГ - 5 показана на рисунке 2.4. [3]

2.4 Динамика и показатели разработки УКПГ-5

Внизу представлена динамика отборов, изменения числа скважин, дебита на УКПГ-5 и основные показатели разработки УКПГ-5.

Рисунок 2.4 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических отборов

Рисунок 2.5 - Сопоставление проектного (пунктир) и фактического числа скважин

Рисунок 2.6 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических средних дебитов

Из рисунка 2.5 видно, что фактические отборы газа с 1989 по 1995 годы были выше проектных, а дебиты скважин (рис. 2.7) почти всегда были ниже запланированных. Несоответствие технологических показателей по УКПГ-5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5.

В таблице 2.6 приведены эти и другие показатели разработки по УКПГ-5.

Таблица 2.6 - Основные показатели разработки по УКПГ - 5

ГодыОтбор газаQРПЛ.ДепрессияКол-во скважинРуст.Годовойсуммарныймлрд.м3тыс.м3 сутМПаМПаМПа198815,015,01280,010,750,197410,3198932,047,01280,010,310,17709,76199032,079,01280,09,870,18709,15199132,0111,01170,09,440,19768,43199232,0143,01080,08,990,19827,81199328,0171,0860,08,550,20907,38199428,0199,0810,08,100,22966,94199527,0226,0778,07,650,23956,50199622,0248,0616,07,200,24966,05199718,0266,0859,06,740,26955,58199827,0293,0920,06,270,28955,10199925,0318,0788,05,800,31954,61200023,0341,0660,05,320,34954,09200122,0363,0650,04,840,371033,54200220,0383,0654,04,350,421032,94200322,0405,0640,03,60,481032,67200420,0425,0600,33,00,451032,2

2.5 Обоснование технологического режима работы эксплутационных скважин

На основании анализа режима работы скважин за период 2000-2002 г.г. были построены диаграммы распределения по значениям их рабочих депрессий и дебитов УКПГ-5 (рисунок 2.8 и 2.9). Вообще, по всему Ямбургскому месторождению, минимальный дебит был отмечен на скважинах эксплуатационной зоны УКПГ-4 (476 тыс.м3/сут), максимальный - на скважинах, входящих в зону эксплуатации УКПГ-2 (696 тыс.м3/сут). При этом большинство скважин на Ямбургском месторождении (до 63 %) работали в диапазоне с дебитами 500-700 тыс.м3/сут, превышающими проектные значения. На всех УКПГ четко определяется тенденция перехода скважин из диапазонов с высокими дебитами (750-1000 тыс.м3/сут) в среднедебитную категорию. Аналогичная ситуация происходит с распределением скважин по депрессиям (рисунок 2.8). По сравнению с 2001 годом на УКПГ-5 уменьшается число скважин с депрессиями 4-6 атм и большинство эксплуатационного фонда работает с депрессиями 1.5-4 атм. Это вызвано общим сокращением годового отбора в 2002 году на 17 млрд.м3.

По результатам проведенного выше анализа эксплуатации скважин, а также по данным их газодинамических исследований, геологической службой ЯГД устанавливается технологический режим работы скважин на предстоящий квартал текущего года.

Проект этого технологического режима работы скважин представляется на согласование во ВНИИГАЗ, после чего поступает на утверждение руководству ОАО «Газпром».

Тщательный анализ поступающих на согласование материалов показал, что в зимний период технологический режим работы скважин устанавливается по отдельным скважинам с превышением допустимых депрессий на пласт. По некоторым участкам отборы газа превышали проектные величины. Так, например, по ЭУ-8 в зимний период отборы газа составили более 2 млрд.м3 за квартал вместо - 1.5 млрд.м3. Естественно, по отдельным скважинам установленные технологические параметры были завышены.

Рисунок 2.7 - Диапазон распределения депрессий

Рисунок 2.8 - Диапазон распределения рабочих дебитов

В представленном на утверждение технологическом режиме работы скважин по УКПГ-1-7 и ЭУ-8 на 2003 год приведены основные геолого-технические данные по всему действующему фонду скважин, их эксплуатационные характеристики на конец предыдущего квартала. Например, по оптимальному технологическому режиму за 3 квартал 2003 года отбор может составить 30.9 млрд.м3. По допустимому технологическому режиму по всем УКПГ он составляет 36.7 млрд.м3 за квартал. Таким образом, в технологическом режиме, представляемым ООО «Ямбурггаздобыча», даны только крайние значения возможных отборов. По дополнительной информации, запрошенной нами у ООО «Ямбурггаздобыча», среднесуточные помесячные отборы газа составили: за июль-338 млн.м3/сут; за август - 350 млн.м3/сут; за сентябрь - 389 млн.м3/сут. Всего за 3 квартал отбор газа из сеноманской залежи составляет 33 млрд.м3, что соответствует плановому заданию, утвержденному ОАО «Газпром» на 3 квартал 2003 года.

Проектом предусматривалась добыча в этот период в объеме 34.6 млрд.м3. По нашим же оценкам, с учетом фактического обустройства месторождения (с вводом вторых очередей ДКС), выбытием эксплуатационного фонда скважин и отставанием ввода новых, максимальный отбор газа в 3 квартале мог бы составить 34.1 млрд.м3, что ниже проектного уровня всего на 0.5 млрд.м3.

Из вышеизложенного следует, что для экспертизы представляемого технологического режима работы скважин полученной информации недостаточно. В связи с этим необходимо разработать отраслевой стандарт по составлению и предоставлению технологического режима работы скважин с полным объемом используемой информации.

Для этих целей, прежде всего, должны регулярно проводиться замеры пластового давления, газодинамические исследования скважин и специальные по установлению критериев, ограничивающих их по эксплуатации. При наличии указанной информации можно предложить следующий порядок расчета технологического режима работы скважин:

За рассматриваемый период необходимо установить снижение пластового давления по каждой скважине. Это может быть сделано путем экстраполяции фактической кривой падения пластового давления с привязкой на конкретную дату. Можно использовать также зависимость Рпл/Z от суммарного отбора по скважинам куста.

С учетом полученных критериев, ограничивающих эксплуатацию скважин, определяется рабочий дебит, депрессия на пласт и устьевое давление.

Так как скважины куста работают в общий шлейф, на основании выполненных расчетов устанавливается необходимое давление на его входе. При этом скважины, имеющие Ру £ Рвх.ш, эксплуатируются без ограничения.

Для скважин, в которых Ру> Рвх.ш, потребуется установка регулируемых штуцеров, чтобы обеспечить необходимый перепад давлений между устьем и входом в шлейф. Здесь Ру - устьевое давление; Рвх.ш - давление на входе в шлейф.

В заключение можно отметить, что особенно актуальна проблема эксплуатации скважин, объединенных в кусты, в период падающей добычи газа в условиях водо- и пескопроявления. В это время потребуется проведение тщательного анализа и необходимых расчетов по всем кустам с целью выдачи рекомендаций по режиму эксплуатации скважин и возможной реконструкции системы сбора газа.

3. Конструкция скважин Ямбургского ГКМ и схема сбора добываемой продукции

.1 Конструкция скважин

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 гр. Цельсия и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 3.1):

кондуктор- D=324 мм, Н=550 м;

эксплуатационная колонна - D=219мм, Н=1250 м (проектная глубина);

НКТ - в основном, D=168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 0С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.

В техническом описании приняты следующие обозначения :

КСО 168/219-21;

КСО - комплекс скважинного оборудования;

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

- условный диаметр лифтовых труб, мм;

-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- рабочее давление, МПа;

ПССГ 219-21;

ПССГ- пакер стационарно -съемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

3.2 Схема сбора и анализ работы шлейфов

Существующая газосборная система сеноманской залежи Ямбургского ГКМ включает в себя 7 УКПГ, ЭУ-8 Харвутинской площади, и межпромысловые коллектора, по которым газ подается на ГКС 1 и 2 для дальнейшего магистрального транспорта. Схемы сбора газа на УКПГ - лучевая и коллекторно-лучевая, диаметры шлейфов - 273, 325 и 530 мм, число скважин в кустах от 3 до 10. ГСС промыслов ЯГКМ характеризуются следующими основными параметрами:

УКПГ-1. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 90070 м, самый короткий 2800 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-2. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 56130 м, самый короткий 2250 м и протяженный 10000 м;

УКПГ-3. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 79240 м; самый короткий 790 м и протяженный 10400 м;

УКПГ-4. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 219 мм (суммарная протяженность 860 м), 273 мм (суммарная протяженность 10000 м), 325 мм (суммарная протяженность 48620 м) и 530 мм (суммарная протяженность 65250 м); самый короткий 800 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-5. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 65440 м; самый короткий 1380 м и протяженный 11260 м;

УКПГ-6. Схема сбора - лучевая, диаметры промысловых газопроводов 325 мм (суммарная протяженность 8060 м) и 530 мм (суммарная протяженность 76110 м); самый короткий 3150 м и протяженный 7660 м;

УКПГ-7. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 21480 м), 325 мм (суммарная протяженность 22170 м) и 530 мм (суммарная протяженность 115870 м); самый короткий 680 м и протяженный 12250 м;

ЭУ-8. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 4640 м) и 325 мм (суммарная протяженность 16240); самый короткий 250 м и протяженный 3900 м;

При разработке Ямбургского ГКМ осуществляется статистическая обработка диспетчерской информации по тепловым и гидравлическим режимам работы трубопроводов системы сбора. Выполнен анализ фактической динамики изменения основных теплогидравлических параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС с 2000г. по июль 2003г для УКПГ-1,3,5,6,7,8.

Наиболее сложной динамикой отличаются кривые изменения потерь давления и гидравлической эффективности в коллекторе (шлейфе). Это объясняется причинами накопления жидкости в пониженных участках газопроводов, неустойчивостью в балансе термобарических и расходных характеристик газожидкостных потоков, сезонной и технологической неравномерностью в отборе газа, а также, недостаточно полной и достоверной информацией о технологических режимах работы ГСС. Например, анализ динамики изменения давления на УКПГ-3 показывает труднообъяснимую тенденцию к стабилизации и даже некоторому уменьшению перепадов давления в период с декабря 2002г по июнь 2003 года.

Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года по различным УКПГ составляют соответственно: УКПГ-1 - 2.4 ата, УКПГ-3 -1.3 ата, УКПГ - 5 - 2.5 ата, УКПГ - 6 - 2.5 ата, УКПГ - 7 - 3.4 ата, УКПГ - 8 - 18.7 ата.

На основе современных методик расчетов газожидкостных потоков изучены технологические режимы работы, изменение средних потерь давления и дебита и гидравлической эффективности коллекторов (шлейфов) на УКПГ-2 и УКПГ-4 за длительный период их эксплуатации с января 1997 года по июнь 2003 года. Выполнен анализ фактической динамики параметров работы шлейфов и коллекторов ГСС, получены расчетные зависимости изменения входного давления и среднестатистического перепада давления на УКПГ-2 и УКПГ-4. Среднестатистические перепады давления на июнь 2003 года составляют соответственно: УКПГ-1 - 1.97 ата, УКПГ-4 - 2.59 ата.

В настоящий момент потери давления в системах сбора газа на УКПГ (в % от Ру) составляют - 3 % для УКПГ-3; 6-8 % для УКПГ-1,2,4,5,6; 15-20 % для УКПГ-7,8, и эти потери имеют тенденцию к увеличению. Гидравлическая эффективность шлейфов находится в интервале 0,75 - 0,90, при этом для УКПГ - 1,3,4,5,7 наблюдается устойчивая тенденция ее снижения, а для УКПГ - 2,6,8 она остается практически постоянной.

В соответствии с проведенными оценками, начиная с 2006 г. режимы работы шлейфов будут характеризоваться неустойчивыми (пробковыми) параметрами движения газожидкостной скважинной продукции. Вышеуказанное обстоятельство потребует учета особенностей многофазной перекачки скважинной продукции в случае проведения работ по модернизации существующей газосборной системы.

При выборе варианта переобвязки существующих промысловых ГСС и сооружения новых трубопроводов на конечной стадии разработки месторождения необходимо учитывать наличие развитого рельефа трассы протяженного газопровода и накопление значительных объемов жидкой фазы на его пониженных участках, которое способно приводить к конечным результатам, не согласующихся с представлениями обычной однофазной гидравлики.

Образования водных скоплений в шлейфах добывающих скважин способствует росту потерь давления и сильно осложняет работу сепарационных установок на УКПГ. Проблемы, которые возникают в связи с выходом из трубопровода жидкостных пробок большого объема, чаще всего связаны с изменением эксплуатационных условий. Выход на номинальную производительность после длительной работы с низким расходом, пуск трубопровода в эксплуатацию после приостановки перекачки, очистка трубопровода с помощью скребка приводят к появлению пробкового режима течения, возникающего вследствие взаимодействия фаз в местах соединения нисходящих и восходящих участков. Количество присутствующей в трубопроводе жидкости зависит от комплекса параметров, такие как профиль трассы трубопровода и расход перекачиваемой смеси, определяющих структуру течения жидкости и газа. Объем задержки жидкости при установившемся режиме течения оказывается очень большим при низком расходе и уменьшается с увеличением расхода. Расчеты показывают, что при низких скоростях в шлейфах существенно возрастает истинное содержание жидкой фазы. Для этих условий возможным технологическим методом снижения накопления жидкости и импульсного поступления пробок является поддержание объемов перекачки достаточных для перехода к дисперсно-кольцевому режиму течения.

С целью снижения энергозатрат на компримирование газа на ДКС УКПГ, ослабления негативных последствий нестабильной работы шлейфов и обеспечения надежной работы МПК можно рекомендовать проведение следующих мероприятий на шлейфах и МПК:

Проводить регулярно очистку шлейфов, уделяя особое внимание трубопроводам:

на УКПГ-1 - от куста 116;

на УКПГ-4 - от куста 407;

на УКПГ-6 - от кустов 608, 613, 614, 615;

на УКПГ-7 - от кустов 705 и 709, 715, 718;

Осуществить переобвязку газопроводной системы с целью подачи продуктов нескольких кустов скважин через один газопровод (возможно, повышенного диаметра), что позволило бы эксплуатировать эти шлейфы в кольцевом режиме перекачки газожидкостной скважинной продукции.

В качестве рекомендуемых мероприятий по обеспечению надежной работы ГСС представляется необходимым дооснастить ГСС новыми контрольно-измерительными приборами, и прежде всего, регуляторами давления типа «после себя» в конце шлейфов на входе в ЗПА УКПГ с целью большего разобщения двух систем - пласта и надземной трубопроводной промысловой обвязки. Кроме того, на кустовых площадках с целью обеспечения достоверной информации о технологических режимах работы скважин, что особенно важно на стадии падающих отборов газа, необходимо установить замерные линии под измерительную шайбу.

По фактическим данным, унос жидкости с УКПГ в МПК составляет до 20 мг/м3 газа, при этом на входе ГКС фиксируется количество 9 мг/м3. Для оценки влияния жидкости на гидравлическое сопротивление был проведён анализ её накопления в коллекторах и полный расчёт гидравлических схем. Поскольку методика расчёта предусматривает определение равновесного истинного влагосодержания, на каждом месячном шаге учитывалось поступление и вынос жидкости на отдельных участках МПК. Полученные в результате данные показывают, что в рассматриваемый период на всех участках коллектора реализуется кольцевой режим течения, истинное содержание жидкости не превышает 0.0002. Изменение общего содержания жидкости в МПК колеблется в пределах от 35 до 50 м3 в зимний и летний периоды соответственно. Эти данные позволяют определить расчётные величины истинного влагосодержания на входе в ГКС с учётом динамики накопления жидкости в системе трубопроводов и её выноса. Проведённый анализ показал, что изменение массы жидкости, накопленной в коллекторе из-за сезонной неравномерности не превышает 7.9 т/мес. (менее 12 %) и незначительно отражается на величине истинного влагосодержания на входе в ГКС. Очевидно, эта тенденция будет сохраняться и в последующий период эксплуатации МПК, пока в трубопроводах реализуется кольцевой режим течения.

4. Кристаллогидраты природных газов

.1 Общие сведения о гидратах

Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении М молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4 - 6,9) 10-10 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II - из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Состав гидратов первой структуры при заполнении восьми полостей гидратной решетки может быть представлен как выражение следующего вида - 8М-46Н2О или же как М-5,75 Н2О, где М - гидратообразователь. При заполнении только больших полостей это выражение может иметь следующий вид: 6М-46 Н2О или М-7,67 Н2О. В случае заполнения восьми полостей гидратной решетки состав гидратов второй структуры описывается выражением вида 8М-136 Н2О или же М-17 Н2О.

Выражения, описывающие гидраты отдельных компонентов природного газа могут быть представлены следующими формулами: СН4 ´ 6Н2О, С2Н6 ´ Н2О, С3Н8 ´ Н2О, С4Н8 ´ 17Н2О, Н3S ´ 6 Н2О, N2 ´ 6 Н2О, СО2 ´ 6 Н2О. Гидраты природных газов, описываемые данными формулами, соответствуют идеальным условиям, когда все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на все 100 %. В реальных условиях встречаются смешанные гидраты, состоящие из гидратов I и II структур.

Условия образования гидратов и их стабильного существования определяются наличием газов и их состава, фазового состояния и состава воды, температуры и давления.

Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ - вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой, но эти же процессы могут протекать и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях.

Общие представления об условиях образования гидратов можно получить из фазовой диаграммы гетерогенного равновесия, построенной для системы М-Н20 и представленной на рис. 4.1.

Рис. 4.1 - Диаграмма фазового состояния гидратов при избытке гидратообразователя: 1 - упругость паров гидратообразователя, насыщенного парами воды; 2 - равновесные условия образования гидратов в системе газообразный гидратообразователь - Н20; 3 - то же, в системе газообразный гидратообразователь - лёд или газообразный гидратообразователь - переохлаждённая вода; 4 - понижение температуры замерзания воды в результате растворения в ней гидратообразователя; 5 - зависимость критической температуры разложения гидратов от давления. Области, ограниченные линиями состояния системы:I - Mг + Н2О; II - Mж + Н2О; III -Мж

В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II,III,IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, невозможно изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При температурах свыше соответствующего значения в точке С существование гидрата невозможно, как бы не велико было значение давления. В этой связи точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) существует вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лёд.

Для метана и азота линия упругости паров заканчивается в критической точке газа до пересечения с линией гидратообразования, поэтому эти газы не имеют верхней критической точки гидратообразования.

При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока (подробнее об этом будет рассмотрено позже). Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка. Гидратообразование используется для опреснения морской воды. Запатентован также ряд способов хранения природных и инертных (Ar, Kr, Xe) газов в виде гидратов. В 1970 советскими учёными доказана принципиальная возможность существования в районах распространения многолетней мерзлоты месторождений природного газа в виде гидратов. Создание эффективных методов поисков и эксплуатации таких месторождений позволит значительно увеличить газовые ресурсы. Для изучения газовых гидратов используются различные установки.

4.2 Условия существования гидрата

Характеризуются давлением и температурой в газопроводе или аппарате и определяются непосредственными измерениями. Для получения наиболее достоверной информации о гидратной пробке особенно при значительной ее протяженности (до 100 и более) рекомендуется давление и температуру гидрата измерить в нескольких местах. Средние значения давления и температуры принимаются за условия существования гидрата. При отсутствии возможности измерения температуры гидрата она может быть получена расчетным путем. В этом случае рекомендуется пользоваться методом Пономарева для данного состава газа, транспортируемого по газопроводу. Температура гидрата принимается равной температуре наружной стенки газопровода или аппарата, а давление равным давлению на ближайшем от гидратной пробки манометре.

Определение основных параметров гидратообразования природных газов можно осуществлять по графическим зависимостям, представленным на рисунке 4.2 с учетом относительной плотности газа.

Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым сводится к следующему. По известному составу природного газа, первоначально вычисляют среднюю молекулярную массу смеси Мсм, а затем вычисляют плотность смеси газа rсм по формуле:

. (4.1)

Для определения равновесных параметров гидратообразования графическим методом необходимо определить значения относительной плотности газа по формуле

, (4.2)

гдеrсм и rв - плотности смеси газов и воздуха при стандартных условиях, кг/м3.

Зависимость равновесных параметров гидратообразования природных газов от относительной плотности

Если заданы значения давления и температуры, то по известной плотности смеси rсм вычисляют значения плотности r для заданных условий

, (4.3)

В соответствии с вычисленной относительной плотностью газа, заданными значениями давления по графикам определяют температуру гидратообразования.

Определение равновесной температуры гидратообразования аналитическим (расчетным) методом осуществляют по уравнению:

Тр=а(1+lgР)±b, (4.4)

где коэффициенты а и b определяются по результатам экспериментальных исследований для каждого месторождения и зависят от состава природного газа. Например, для Ямбургского месторождения (Сеноманская залежь) a=19,9; b=-28,5.

Внизу, на рис. 4.2 приведена равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения.

Рис. 4.2 - Равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения

5. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования, расчет расхода ингибитора на УКПГ - 5

.1. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования в скважинах

Определение зон возможного образования гидратов проводят путем расчета давления и температуры по стволу газовой скважины (простаивающей или работающей) с построением графических зависимостей давления и температуры от глубины скважины. Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе газовой скважины, определяем глубины мест образования гидратной пробки. Последовательность выделения зоны возможного образования гидратов сводится к следующему. По результатам расчетов строятся кривые зависимости давления и температуры от глубины газовой скважины. Далее, перенося величину давления на ось, параллельную оси глубины скважины, создаем новую шкалу давлений соответствующих глубин. В этих новых координатах "давление-температура" (рис. 5.1) строим кривую равновесных условий гидратообразования (кривая 2). Точка пересечения кривой 1 и кривой 2 дает максимально возможную глубину гидратообразования как простаивающей, так и работающей газовой скважине. Для определения давления по стволу работающей газовой скважины воспользуемся выражением вида

, (5.1)

Где Рz - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;

Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;- дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.

, (5.2)

Где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м;

Средняя по интервалу расчета температура определяется как:

, (5.3)

Где Ту - устьевая температура, К;

Тz - температура на глубине Х, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

, (5.4)

Где Г - геотермический градиент, К/м;

, (5.5)

гдеd1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

l - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб e;

В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

, (5.6)

Где V - скорость движения газа, м/с;

n - кинематическая вязкость, м2/с.

Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где l не зависит от числа Re и выбирается из табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса

ПоказательВнутренний диаметр насосно-компрессорных трубd1, 10-2 м.2,544,03 5,036,2210,0316,8?10-27,5.10-36,0.10-34,8.10-34,0.10-33,0.10-3?0,0280,0270,0260,0250,0240,023Qmin, 3,76,515,028,037,570,0

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.4) определяем температуру Тх на глубине Х и далее по формуле (5.3) вычисляем среднее значение температуры в искомом интервале;

полагая, что давление на глубине Х равно Рх'=Ру, вычисляем среднее давление

, (5.7)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

(5.8)

Далее, определяем значение величины 2S по формуле (5.2), по формуле (5.5), затем, по формуле (5.1) вычисляем давление Рz'' в работающей скважине на глубине Х.

По завершении расчетов проверим выполнение неравенства вида:

| Рz' - Рz'' | ? 0,05 (5.9)

Если вышеуказанное неравенство выполняется, то расчет считается законченным.

В случае невыполнения неравенства (5.9), вычисляется новое значение Рср по формуле (5.7), подставляется вместо Рz' значение Рz'', и далее все расчеты повторяются до тех пор, пока не будет выполнено неравенство вида

| Рzi-1 - Рzi | ? 0,05, (5.10)

Где i - номер итерации.

В первом случае принимаем устьевое давление Ру=10,3 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут (время начального периода эксплуатации). Во втором случае устьевое давление Ру примем равным 2,1 МПа. Дебит скважины q=331 тыс.м3/сут, Н=1150 м.(скважина № 5028). Берём d=16,8 см., ?=0,023.

По формуле (5.11) мы можем определить температуру гидратообразования Тg на разных глубинах скважины. Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением

=19,9*(1+lg P)-28,5 (5.11)

Для вычисления Рz составлена программа на Visial Basic. Эта программа даёт значения температуры и давления в разных точках глубины скважины.

Результат работы программы приведён в приложении А. График зависимости температуры от давления по глубине скважины приведён ниже.

Рис. 5.1

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования. Максимально возможная глубина гидратообразования, при данном дебите (при данной устьевой температуре и устьевом давлении) равна приблизительно 28 метров.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в работающей скважине (Рис. 5.2) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины работают в безгидратном режиме.

Рис. 5.2

Для остановленной скважины, вычисления проводятся немного по другому.

Для определения давления в простаивающей газовой скважине воспользуемся формулой барометрического нивелирования Лапласа - Бабине:

Рz = РУ × еS , (5.12)

Где Рz - давление на глубине х, МПа;

РУ - устьевое давление в остановленной скважине, МПа;

е = 2,7183 - основание натурального логарифма;

S = , (5.13)

здесь - относительная плотность газа по воздуху (rг - плотность газа, кг/м3, r в - плотность воздуха, кг/м3);

Н - глубина скважины, м.;

Тср - средняя температура по стволу скважины, К;

, (5.14)

где Тz - температура на глубине х скважины, К;

Ту - температура на устье скважины, К;ср - коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине;

Среднее давление в остановившейся скважине находим по выражению:

. (5.15)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

, (5.16)

гдеРср - среднее давление в скважине, МПа.

Значение еS может быть определено расчетным методом по формуле (5.13).

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.14) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср;

полагаем, что Рz=Рz'=Ру;

по формуле (5.15) вычисляем среднее давление Рср в скважине;

по формуле (5.16) вычисляем среднее значение коэффициента cжимаемости zср;

по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS;

по формуле (5.12) определяем искомое значение давления Рz".

По завершении расчетов проверяем неравенство вида:

| Рz ' - Рz''| ?0,05. (5.17)

Если неравенство (5.17) выполняется, то расчеты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершенными.

В случае невыполнения неравенства (5.17), по формуле (5.15) вычисляем новое значение Рср, подставим в неё вместо Рz '', затем по формуле (5.16) вычисляем новое значение zср, далее по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS, и затем по формуле (5.12) вычисляем Рz". Проверяем опять неравенство вида

|Рz' - Рz'"| ? 0,05

и так далее. Расчет считается завершенным в случае выполнения неравенства

|Рzi-1 - Рzi| ? 0,05,

Где i - номер итерации.

программа представлена в приложении А.

Результат работы программы представлен в приложении А.

График зависимостей Тz(Рz) и Тg(Pz) остановленной скважины в начальный период эксплуатации (пластовое давление Ру=11,73 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут) представлены внизу.

Рис. 5.3

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования (аналогично, как на рис. 5.1). Максимально возможная глубина гидратообразования в начальный период эксплуатации в простаивающей скважине была равна приблизительно 74 метра.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в остановленной скважине (Рис. 5.4) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины могут простаивать в безгидратном режиме.

Рис. 5.4

Итак, в современный период и работающие и остановленные скважины находятся в безгидратном режиме.

5.2 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

Гидравлический расчет шлейфа выполняется для определения потерь при движении определенного количества газа по трубопроводу, распределения потерь давления по его длине.

Тепловой расчет шлейфа производится с целью оценки распределения температуры по его длине и определения места возможного образования гидратов.

Конечное давление в шлейфе при известном начальном давлении определяется так:

PК = , (5.18)

где Рн - давление газа в начале газопровода, МПа; ? - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ТСР - средняя температура в газопроводе, К; - длина газопровода, км; ? - относительная плотность газа в нормальных условиях и определяется по уравнению:

? = = , (5.19)

где ?Г, ?В - плотность газа и воздуха соответственно; МГ - молекулярная масса газа; 29 - молекулярная масса воздуха.

Коэффициент гидравлического сопротивления ? зависит от режима движения газа. В промысловых газопроводах режим движения всегда турбулентный. Для такого режима существует несколько формул, определяющих величину ?. Наиболее простая и известная из них эмпирическая формула, предложенная Веймаутом:

? = 0,009407/d3, (5.20)

Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению:

Т = ТОС + , (5.21)

где Т и Ту - температура окружающей среды и на устье скважины соответственно, К; L - длина шлейфа, км; а - параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

а = , (5.22)

где К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа окружающей среде, Вт/(м·°С), для приближенных расчетов принимают К=1,5 Вт/(м·°С) (в зимний период); С - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг, для приближенных расчетов принимают СР=2,177-2,2 кДж/кг; dН - наружный диаметр шлейфа, мм.

При известном значении РК - давление на заданном участке шлейфа определяют по формуле:

РХ = , (5.23)

где x - расстояние от начала до расчетной точки шлейфа, км.

Температура газа на заданном участке шлейфа может определяться по уравнению:

= ТОС + (ТУ - ТОС)·е-аL - Di, (5.24)

где Di - эффект Джоуля-Томпсона, то есть снижение температуры газа при понижении давления, С°/МПа, для приближенных расчетов применяют Di = 2,5 С°/Мпа; L - длина шлейфа, км.

РСР - среднее значение давления на расчетном участке шлейфа, определяется по уравнению:

РСР = , (5.25)

где РУ и РК - давление в начале и конце шлейфа, МПа.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфа по предложенной выше методике произведен при помощи ПЭВМ на языке Visial Basic.

Программа расчета приведена в приложении В.

Для расчета были использованы следующие исходные данные для современного периода эксплуатации.

Расход газа в шлейфе, млн.м3/сут. - см. таблицу.

Давление газа на устье скважины, МПа - см. таблицу 5.2.

Температура газа на устье скважины, К - см. таблицу 5.2.

Температура окружающей среды, К - 233; 273; 293

Относительная плотность газа по воздуху - 0,561

Внутренний диаметр шлейфа, м - 0,5

Наружный диаметр шлейфа, м - 0,53

Длина шлейфа, км - см. таблицу 5.2.

Коэффициент сверхсжимаемости газа - 0,9

Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг - 2,21

Коэффициент теплопередачи от газа

к окружающей среде, Вт/(м2·°С) - 1,5

Эффект Джоуля-Томпсона Di, °С/МПа - 2,5

Таблица 5.2 - Таблица данных о шлейфах на ГП-5

№ шлейфаДлина шлейфа, м.Устьевое давление (усредн.), МПа.Устьевая температура (усредн.), К.Дебит всех скважин, млн.м3/сут.50244252,1284,054,350357712,2284,053,5650454752,15284,653,550522311,95284,153,4850634472,0284,452,550785522,35283,952,950872522,05284,653,850913841,9284,554,251033122,1284,954,2751139501,8282,952,651263022,1283,853,8751376112,05283,654,1851457292,0283,853,18

Результаты работы программы для теплового и гидравлического расчета приведены в приложении В. Графики зависимостей температуры газа в шлейфах от расстояний от куста скважин приведены ниже для всех шлейфов.

Рис. 5.5 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа № 502 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,3 млн.м3/сут и длине шлейфа 4,425 км.