Внедрение химических методов борьбы с гидратообразованием при эксплуатации газовых скважин месторождения Южно-Луговское

Старый вариант дипломной работы.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ
Заведующий отделением
Тема: «Внедрение химических методов борьбы с гидратообразованием при эксплуатации газовых скважин месторождения Южно-Луговское»
Специальность: 21.02.01 Разработка
Научный руководитель:
преподаватель Новикова Ульяна Александровна
должность звание Ф.И.О.
Куликова Вера Сергеевна
Котик Нина Фёдоровна
Задание на дипломный проект
ДП.21.02.01.01.02.ПЗ
Пояснительная записка
ДП.21.02.01.01.02.СБ
ДП.21.02.01.01.02.С6
Технологическая схема
обвязки устья газовой скважины
ВЕДОМОСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
1 Общие сведения о месторождении Южно-Луговское9
2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения10
3 Тектоническое строение месторождения12
4 Газонасыщенность продуктивных пластов14
5 Физико-химические свойства и состав свободного газа24
6 Текущее состояние разработки газовых залежей месторождения Южно-Луговское25
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ27
1 Устьевое оборудование газовых скважин27
2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин28
3 Причины гидратообразования29
4 Методы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратов32
5 Расчет пластовых давлений35
6 Расчет расхода метанола для нейтрализации гидратов38
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ46
1 Исходные положения46
3 Себестоимость газа47
4 Цена и объемы реализации48
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА50
1 Вредные факторы их источники и виды воздействия50
2 Прогноз изменения окружающей среды52
3 Вероятность возникновения аварийных ситуаций56
4 Мероприятия по смягчению возможных неблагоприятных воздействий57
В Анивском районе ведется разработка четырех малых газовых месторождений Анивской группы: Южно-Луговское Восточно-Луговское Заречное и Благовещенское. Газ используется для теплообеспечения административного центра района (с 1985 г.) а также поселка Троицкое (с октября 2000 г.) расположенного в 25 км к северо-востоку от центра Анивской группы месторождений и газоснабжения пиковой котельной областного центра (с начала отопительного сезона 2002-2003 гг.) – в 37 км к северо-востоку от центра Анивской группы месторождений.
Южно-Луговское газовое месторождение было открыто в 1974 году в результате бурения и испытания поисковой скважины №1 Южно-Луговской. Золоторыбное месторождение открыто в 1983 году в результате бурения поисковой скважины №2 Золоторыбной. Первоначальные запасы газа по месторождению неоднократно пересматривались.
После проведенных дополнительных работ было уточнено строение ранее разведанных Южно-Луговского и Золоторыбного газовых месторождений и выявлено что они представляют собой единую антиклиналь осложненную двумя поперечными разрывами.
В настоящее время разработка Южно-Луговского месторождения ведется девятью скважинами: №7 Золоторыбной №8 Золоторыбной №9 Золоторыбной №10 Золоторыбной №11 Южно-Луговской №12 Южно-Луговской №13 Южно-Луговской №14 Южно-Луговской №16 Южно-Луговской. Эксплуатация проводится в условиях способствующих формированию и отложению кристаллогидратов способных образовать пробки в стволах скважин шлейфах сепараторах нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Вследствие вышеуказанных фактов разработка методов предупреждения и борьбы с уже образовавшимися гидратами является актуальной на любом газовым либо газоконденсатном месторождении.
Задачей данного дипломного проекта является выбор метода для борьбы с гидратами на месторождении Южно-Луговское.
Расчет экономической эффективности использования способа борьбы с гидратами при эксплуатации скважин позволит определить наиболее экономичный вариант – борьба с гидратами с редуцированием на устье или без него.
Также рассмотрены вредные факторы воздействия на окружающую среду и мероприятия по смягчению их неблагоприятных последствий.
1 Общие сведения о месторождении Южно-Луговское
Южно-Луговское месторождение относятся к Анивским газовым месторождениям разрабатываемым в настоящий период. Оно расположено в южной части острова Сахалин в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности (см. рисунок А.1).
В административном отношении месторождение располагается на территории Анивского района Сахалинской области РФ. С районным центром – г. Анива. С юга на север вдоль восточной границы площади месторождения Южно-Луговское проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Ближайшими к месторождению Южно-Луговское населенными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки отстоящие от контура месторождения на расстоянии соответственно 5 и 6 км. Рассматриваемое месторождение расположено в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина – Лютоги. Естественную гидросеть района помимо Лютоги представляют ее притоки – реки и ручьи Заречный Люда Луговой Веселый и др. а также ручьи самостоятельно впадающие в залив Анива – Колхозный Горный и др.
Орографически Южно-Луговское месторождение за исключением западной границы площади приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная пологая слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 25 – 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 – 18 м. Западным ограничением месторождения Южно-Луговское является подножие восточных склонов Камышового хребта.
В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Меркале. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 – 4 балла.
Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров – с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра в распадках – достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 36 – 38 мс в летние месяцы 22 – 23 мс. Среднегодовая температура 4 – 5 °C.
Экономически район достаточно освоен особенно в сельскохозяйственном отношении.
2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения
Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба – верхнемелового и кайнозойского возрастов.
Мезозой (MZ): эти породы рассматриваются для района как его складчатое основание. Выходят на поверхность к северо-востоку где слагают Сусунайский хребет. Вскрыты единичными скважинами. Представлены: метаэффузивами ортосланцами филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами линзами мраморов и кварцитов. Глубина залегания – порядка четырех километров.
Меловая система (К): верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин где они представлены темно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты но соотношение и объемы этих свит не установлены. Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки составляет 2 – 25 км.
Кайнозой (KZ): Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:
- нерасчлененные олигоцен-миоценовые отложения включающие аракайскую свиту олигоцена а также холмскую и невельскую свиты миоцена;
- миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.
Палеоген - неоген (P3 – N1-2): олигоцен – нижнемиоценовые отложения представлены нерасчлененной толщей включающей в себя аракайскую (Р3ar) холмскую (N1hl) и невельскую (N1nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами туфопесчаниками алевролитами аргиллитами с прослоями и линзами туфов туффитов и песчаников.
Туфоалевролиты – темно - серые с коричневым оттенком крепкие. Туфопесчаники – темно - серые с коричневым оттенком от мелко - до крупнозернистых крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко - до мелкозернистых крепкие трещиноватые с песчаной примесью линзами угля включениями углистого аргиллита обломками раковин; туфогенные. Аргиллиты темно-серые крепкие с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или темно-серые алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые от мелко - до крупнозернистых крепкие; туфогенные.
Вскрытая толщина комплекса на Южно-Луговском месторождении составляет от 200 до 400 м.
Верхнемиоцен – плиоценовые (маруямская свита (N1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчлененной толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N1-2mr1) и верхнемаруямскую (N1-2mr2).
Нижнемаруямская подсвита (N1-2mr1) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологически разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты выделяются ряд пластов толщины которых составляют от 10 – 15 до 80 – 100 м. В составе пластов коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные с примесью алеврито-глинистых фаций. Как правило пласты имеют сложное строение подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 – 800 м.
Верхнемаруямская подсвита (N1-2mr2) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 – 670 м.
Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и аллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает до первых десятков метров.
Вышеописанное проиллюстрировано в таблице Б.1.
3 Тектоническое строение месторождения
Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок А.2. В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст–антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение – взбросо-надвиг 3 представляется вторичным образованным под воздействием взбросо-надвига 1 (Центрально-Сахалинского разлома – ЦСР). Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали – нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская Южно-Луговская Заречная Благовещенская Луговская Лютогская Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.
Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.
Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7 разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XIIа пласта. Разрыв 6 разделяющий Центральный и Северный блоки затухает к подошве Х горизонта и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом разрыв 6 по своему действию для XI пласта аналогичен дизъюнктиву 7 экранирующему газоносность пласта XIIа.
Северный блок начиная с IХ горизонта вверх по разрезу представляет собой свод Южно-Луговской структуры в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III IV V VI VII VIII.
На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.
4 Газонасыщенность продуктивных пластов
Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 – 1400 м.
Газонасыщенными являются: III IV V VII IX Xa XI XI-2 XIIа XIIб XIIб-1 XIIб-2 XIIIа XIIIб пласты. Тип коллектора – поровый. Их основные характеристики приводятся в таблице Б.2.
Высотные отметки газо-водяных контактов (ГВК) или нижних границ газоносности (НГГ) для залежей с запасами категории С1 установлены (для ГВК) или приняты (для НГГ) в результате испытания скважин в эксплуатационной колонне и подтверждения газонасыщенности комплексом ГИС. К резервуарам с запасами газа категории С2 отнесены залежи газоносность и ГВК (или НГГ) которых установлены по данным ГИС без испытания в колонне либо при получении неоднозначных результатов испытания.
Установлено две залежи этого пласта:
- в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1)
- в Северном блоке – по данным ГИС (С2).
Залежь пласта XIIIб открыта в результате испытания скважины №2 Золоторыбной – перфорации колонны в интервале глубин 1403-1415 м (1373-1385 абс.) – с получением фонтанного притока сухого газа 63.9 тыс.м3сут. через штуцер =7.5 мм.
В 190 м к ЮЮЗ в разрезе скважины №3бис Золоторыбной ХIII номенклатурный горизонт был вскрыт на абсолютных глубинах 1378-1420 м. Предполагая единство газовой залежи ХIII горизонта и уровень ГВК в ней -1385 м в скважины №3бис Золоторыбной перфорировали колонну в интервале абсолютных глубин 1375.5-1384.5 м –– с получением в притоке пластовой воды. В последующем испытание пласта ХIIIб в Золоторыбном блоке проводилось в разведочных скважинах №7 Золоторыбной и №8 Золоторыбной с перфорацией колонны в интервалах абсолютных глубин 1348-1366 и 1333-1347 м – с получением фонтанных притоков сухого газа 36 тыс. м3сут. через штуцер =4 мм и 42.4 тыс.м3сут. через штуцер =5 мм соответственно.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м.
Газоносность пласта ХIIIб в его пределах устанавливается по данным ГИС в двух скважинах – №11 Южно-Луговской и №13 Южно-Луговской. Ввиду кровельного примыкания пласта ХIIIб к сводовому поднятию основания маруямской свиты рассматриваемая залежь в Северном блоке имеет форму тора срезанного на севере и юге разрывами 5 и 6.
Ранее в соответствии с показаниями ГИС в разрезе скважины №11 Южно-Луговской принимался газоносным весь вскрытый скважиной интервал ХIII горизонта (1243-1293 м абс.) по современной корреляции подошва ХIII горизонта в скважины №11 Южно-Луговской принята на отметке - 1294 м. При этом нижняя отметка газоносности (-1293 м) сопоставлялась с таковой в разрезе скважины №1 Южно-Луговской (в основании пласта ХIIIа) и таким образом устанавливалась НГГ единой залежи ХIII горизонта на отметке -1293 м.
В разрезе скважины №13 Южно-Луговской газоносность всего вскрытого интервала пласта ХIIIб на абсолютных глубинах 1271-1292 м устанавливается только по данным интегральной интерпретации (Тверьгеофизика ВНИГНИ); согласно же оперативной интерпретации материалов ГИС нижний прослой коллектора может быть и водоносным что противоречит показаниям ГИС по скважины №11 Южно-Луговской.
В стратиграфических и тектонических особенностях залегания пласта ХIIIб в Золоторыбном и Северном блоках наблюдаются тесные аналогии. Поэтому следует признать более вероятным существование двух изолированных залежей газа в разрезе ХIII горизонта и в пределах Северного блока.
НГГ залежи пласта ХIIIб в пределах Северного блока принимается на отметке -1292 м.
Наличие газовых залежей этого пласта установлено во всех трех блоках месторождения данными испытания скважин в колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Залежь пласта XIIIа открыта в результате испытания скважины №2 Золоторыбной - перфорации колонны в интервале абсолютных глубин 1349-1368 м – с получением фонтанного притока сухого газа 55.8 тыс.м3сут. через штуцер =7 мм. Как описано выше изолированность газовых залежей пластов XIIIб и XIIIа первоначально не предполагалась. Эксплуатационная скважины №2бис Золоторыбная практически продублировала скважины №2 Золоторыбной. В ней колонна перфорирована в интервале абсолютных глубин 1349-1370 м. В процессе эксплуатации скважина достаточно быстро стала подтягивать воду. Соответственно корректным стало представляться предположение ГВК залежи пласта XIIIа на отметке нижних отверстий перфорации в скважины №2 Золоторыбной – 1368 м. В скважины №6 Золоторыбной пласт XIIIа вскрыт в интервале глубин 1395-1424 м (1361-1390 м абс.) однако газонасыщенные верхние 7 м разреза здесь характеризуются низкими ФЕС. Поэтому было принято решение колонну в скважину не спускать. Испытание же обсуждаемого пласта в колонне проведено еще в скважинах №9 Золоторыбной и №10 Золоторыбной – с получением в обоих случаях промышленных притоков сухого газа но в интервалах абсолютных глубин 1326-1348 и 1301-1315 м; то есть существенно выше предполагаемого ГВК.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIIа в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1368 м.
Газоносность пласта ХIIIа в его пределах устанавливается по данным испытания в колонне и ГИС в двух скважинах: №5 Анивской и №12 Южно-Луговской. Гипсометрический уровень ГВК определяется по данным испытания пласта ХIIIа в скважины №5 Анивской. Здесь после перфорации колонны в интервале глубин 1348-1362 м (1317-1331 м абс.) получен фонтанный приток газа 30.9 тыс.м3сут. и пластовой воды 24 м3сут. через штуцер =5 мм. В скважине №12 Южно-Луговской пласт ХIIIа залегает на более высокой гипсометрии и здесь его испытание с перфорацией колонны в интервале абсолютных глубин 1304-1311 м дало фонтанный приток сухого газа. В скважине №4 Южно-Луговской обсуждаемый пласт залегает на существенно больших глубинах (1373-1401 м абс.) и в результате его испытания (перфорация в интервале 1394-1401 м абс.) получен приток пластовой воды.
ГВК залежи пласта ХIIIа в пределах Центрального блока устанавливается на отметке -1324 м.
Газоносность пласта ХIIIа устанавливается здесь по данным испытания и (или) ГИС в целом ряде скважин: № 1 Южно-Луговской №11 Южно-Луговской №13 Южно-Луговской №14 Южно-Луговской и №16 Южно-Луговской площади. НГГ залежи этого пласта устанавливается на основании данных испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1267-1282 м – с получением сухого газа до 46.9 тыс.м3сут.) и уверенной экстраполяции газоносности по данным ГИС в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1293 м. НГГ залежи пласта ХIIIа Северного блока принимается на отметке -1293 м.
Наличие газовой залежи данного пласта в Золоторыбном блоке установлено по результатам испытания в колонне скважины №2 Золоторыбной и по соответствующим показаниям ГИС в разрезе этой скважины. Запасы газа по залежи отнесены к категории С1 что подтверждается установлением газоносности пласта ХIIб-2 данными ГИС еще в ряде скважин Золоторыбного блока.
НГГ залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока определяется прежде всего данными выше упомянутого испытания с перфорацией колонны в интервале глубин 1359-1367 м (1329-1337 м абс.) в результате чего был получен приток сухого газа 6.1 тыс.м3сут. на штуцере =4 мм. Данные ГИС указывают на существование в пласте ХIIб-2 в разрезе скважины №2 Золоторыбной четырех проницаемых пропластков; из них три верхних проинтерпретированы по ГИС как газоносные и нижний – как водоносный. Соответственно испытывался интервал с тремя верхними пропластками (1329-1337 м абс.).
Также в пределах залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока пробурены скважины № 7-10 Золоторыбной в которых данный пласт залегает гипсометрически выше на 52 (скважина №9) – 75 (скважина №10) м выше. Соответственно и показания ГИС здесь указывают на газонасыщенность пласта на всю его толщина. Испытание же данного пласта в скважине №3бис Золоторыбной (перфорация в интервале 1350-1371 м абс.) дало приток пластовой воды.
НГГ залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока принимается по нижним отверстиям перфорации в скважине №2 Золоторыбной на отметке -1337 м.
Наличие газовой залежи пласта ХIIб-1 в Золоторыбном блоке определяется только на основании интерпретации данных ГИС запасы по залежи отнесены к категории С2.
В скважинах №8 Золоторыбной и №10 Золоторыбной рассматриваемый пласт по ГИС газоносен на всю его толщина; в скважине №7 Золоторыбной нижний пропласток коллектора интерпретируется как водоносный.
НГГ залежи пласта ХIIб-1 Золоторыбного блока принимается по подошве нижнего газоносного (по ГИС) пропластка-коллектора в разрезе скважины №7 Золоторыбная – на отметке -1284 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК - в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Изолированность в нем залежи пласта XIIб от такового Северного блока установлена в результате испытания скважины №5 Анивской где ее газоносность выявлена почти на 50 м гипсометрически ниже чем в Северном блоке. В скважине №12 Южно-Луговской пласт XIIб залегает на 15 м выше чем в скважине №5 Анивской и здесь он как по данным испытания в колонне так и по ГИС газонасыщен на всю его толщину.
Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Центрального блока принимается по нижним отверстиям перфорации данного пласта в скважине №5 Анивской на отметке -1303 м.
Газоносность пласта ХIIб устанавливается здесь по данным испытания – с получением фонтанных притоков сухого газа - и по данным ГИС в скважинах №№: 1 11 13 14 и 16 Южно-Луговской площади.
НГГ залежи этого пласта определяется на основании данных испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1223-1247 м – с получением сухого газа до 46.9 тыс.м3сут.) и уверенной экстраполяции газоносности по ГИС в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1257 м.
Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Северного блока принимается по подошве этого пласта в скважине №1 Южно-Луговской на отметке -1257 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIа с разными уровнями ГВК - в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения как и для залежей пласта ХIIб установлено данными испытания скважин в колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Газовая залежь пласта XIIа в Центральном блоке как самостоятельная установлена в результате испытания скважине №5 Анивской где ее газоносность выявлена почти на 50 м ниже (интервал перфорации 1247-1266 м абс.) чем в Северном блоке.
В скважине №12 Южно-Луговской пласт XIIа гипсометрически залегает на 15 м выше чем в скважине №5 Анивской и здесь он как по данным испытания в эксплуатационной колонне так и по ГИС газонасыщен на всю его толщина. В скважине №4 Южно-Луговской пласт XIIа залегает значительно глубже и в ней в результате испытания (перфорация в интервале 1294-1320 м абс.) из пласта XIIа был получен приток пластовой воды.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIа Центрального блока принимается по подошве нижнего проницаемого коллектора данного пласта в скважине №5 Анивской – на отметке -1261 м.
Газоносность пласта ХIIа устанавливается по данным испытания в колонне скважине №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС а также по данным ГИС в скважинах №№ 11 13 14 16 Южно-Луговской где пласт ХIIа гипсометрически залегает существенно выше чем в разрезе скважине №1 Южно-Луговской. Это дает основание относить залежь к резервуару с запасами категории С1.
НГГ залежи пласта ХIIа Северного блока принимается по подошве пласта ХIIа в скважине №1 Южно-Луговской на отметке -1212 м.
В результате анализа тектонических построений предполагается что действие разрыва 6 вызвало формирование в Центральном блоке изолированной газовой залежи в средней и нижней частях XI горизонта при водоносности верхов его разреза. Это доказано данными испытания в колонне скважины №5 Анивской пласта XI-2 (с получением притока сухого газа 5.7 тыс.м3сут. через штуцер =2 мм) и XI-1 (с получением притока пластовой воды) и соответствующими показаниями ГИС. Залежь пласта XI-2 отнесена к резервуару с запасами категории С1.
НГГ залежи пласта ХI-2 Центрального блока принимается по уровню нижних отверстий перфорации этого пласта в скважины №5 Анивской на отметке -1214 м.
В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №11 и №13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа категория запасов - С2.
НГГ залежи Х1 горизонта Северного блока принимается на отметке -1137 м – по кровле интервала в разрезе скважины №1 Южно-Луговской где при испытании в колонне получен приток пластовой воды с выделением свободного газа (газовый фактор 10).
Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Также газоносность пласта Ха интерпретируется по ГИС в разрезе еще трех скважин. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1. Согласно структурным построениям северное и южное разрывные ограничения (5 и 6) залежи почти совпадают с внешним контуром газоносности по его пликативному ограничению. То есть практически это пластовая сводовая залежь.
В скважине №1 Южно-Луговской в результате испытания пласта Ха в колонне (перфорация в интервале 1047-1065 абс.) получен приток сухого газа 12.2 м3сут через штуцер =5мм.
НГГ залежи ранее принималась по уровню нижних отверстий перфорации в скважине №1 Южно-Луговской (-1065 м). С получением данных по скважинам №13 и №16 НГГ залежи пласта Ха определяется на отметке -1067 м.
Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Вместе с тем анализ данных испытания скважин №3 №14П и №15 Южно-Луговской совместно с показаниями ГИС а также интерпретация материалов ГИС по скважинам №12 и №16 Южно-Луговской площади приводят к заключению что разрывы 5 и 6 для залежи IX горизонта не имеют экранирующего действия. То есть в целом газовая залежь IX горизонта в присводовой области Южно-Луговской складки является пластовой сводовой с осложнением разрывами ее строения на северном и южном периклинальных окончаниях залежи.
НГГ залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается - согласно интерпретации данных ГИС по скважине №16 Южно-Луговской – на отметке -1050 м .
При этом в пределах Центрального блока наличие залежи предполагается только согласно структурным построениям и здесь она относится к резервуару с запасами категории С2. В пределах Северного блока – это залежь с запасами категории С1. Северное периклинальное окончание залежи отнесено к резервуару с запасами категории С2.
Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скважины №13 Южно-Луговской (в последующем – скважины №14 Южно-Луговской). При подъеме инструмента с глубины 950 м (средняя часть разреза VII горизонта) был допущен неуправляемый выброс газа с его возгоранием. Скважина была потушена и авария ликвидирована через пять месяцев в результате закачивания в нее утяжеленного глинистого и цементного растворов из второго ствола через коллектор III горизонта путем его гидроразрыва. Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь VII горизонта – с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это пластовая сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5.
НГГ залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -947 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС; то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - это «водоплавающая» сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5.
НГГ залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется – согласно интерпретации данных ГИС – на отметке -807 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС. По структурным построениям – это пластовая сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5; по состоянию изученности ее запасы отнесены к категории С2.
НГГ залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется – согласно интерпретации данных ГИС – на отметке -780 м.
Газоносность этого самого верхнего в пределах рассматриваемой площади номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины №13 Южно-Луговской - фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это «водоплавающая» сводовая залежь.
НГГ залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -669 м.
5 Физико-химические свойства и состав свободного газа
Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов. В таблице Б.3 представлены результаты анализов 34 проб газа из 13 скважин в трех блоках: Северный Центральный Золоторыбный по 9 продуктивным пластам.
Относительная плотность газа изменяется от 0.5771 до 0.6010. В составе газов основным компонентом является метан содержание которого колеблется в пределах 90.40–94.64%. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1.23% об. Гомологи метана представлены: этаном – 0.06-1.04% пропаном – 0-018% бутанами – 0-009% и пентанами – 0-002%. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12.
В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах от 5.07 до 9.41%. Азот является преобладающим компонентом на долю которого приходится до 9.01% содержание углекислого газа составляет 0-1.16%. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0.001-0.012% водорода 0.001-0.027%.
Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно от 0.87 (IX пласт) до 0.88 (XIIIб пласт) объемный коэффициент снижается соответственно с 0.0086 до 0.0070.
В целом по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана и повышенное содержание азота.
Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (Старобинец И. С.) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН4 >75% С2Н6+в 25%) азотный (N2 = 5-15%) низкоуглекислый (СО2 2%) низкогелеевый (He 01%). Сероводород в газах отсутствует.
Вследствие повышенного содержания азота теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет Qв=33640 – 35280 кДжм3 Qн=30300 - 31780 кДжм3. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами представляющими интерес для нефтехимической промышленности.
6 Текущее состояние разработки газовых залежей месторождения Южно-Луговское
Запасы газа по Южно-Луговскому месторождению утверждены Протоколом № 311 заседания ЦКЗ МПР РФ от 1 декабря 2003 года.
Начальные запасы газа составляют:
- по категории С1 – 1776 млн. нм3;
- по категории С2 – 321 млн. нм3.
На 1 января 2015 года накопленная добыча газа категории С1 составляет 298 млн. нм3 и потери 10 млн. нм3 по категории С2 (VII пласт Северный блок).
Остаточные запасы свободного газа на 1 января 2015 года составляют:
- по категории С1 – 1478 млн. нм3
- по категории С2 – 311 млн. нм3 8
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Устьевое оборудование газовых скважин
Как показывает опыт эксплуатации данного месторождения добываемый скважинами газ несет с собой жидкие и твердые примеси и для предупреждения осложнений в процессе дальнейшей разработки необходимо провести анализ и обоснование используемой техники и технологии добычи газа. Для этого фонд эксплуатационных скважин технологические показатели разработки и физико-химическая характеристика газа приняты на основе фактических показателей эксплуатации скважин. Анализируя результаты проведенных расчетов можно сделать вывод что существующая конструкция подъемного лифта на данном месторождении не обеспечивает минимально необходимую скорость подъема газа обеспечивающую вынос жидкости с забоя что может серьезно осложнить дальнейший процесс эксплуатации месторождения из-за постоянного присутствия жидкости на забое и в стволе скважин. Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо отметить глубину спуска подъемных труб относительно интервала перфорации.
Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80.
Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Устья скважин оборудованы стандартными фонтанными арматурами типа АФК 3-65×21 и АФК 2-65×21 по ГОСТ 13846-89 «Арматура фонтанная и нагнетательная». Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.
Обвязка скважины предусматривает возможность аварийного отключения скважины при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или потери шлейфом пропускной способности при закупорке гидратами что исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважин перед ремонтом в 100 м от устья на шлейфах установлен специальный крановый узел с задвижкой для подключения задавочного агрегата.
Скважины оборудованы продувочной линией и свечой. На устье продувочная линия имеет две задвижки - рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащен фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины. Согласно сложившейся практике обустройства газовых скважин продувочная свеча выполнена с небольшим уклоном к горизонту и выводится в амбар.
Обустройство новой скважины рекомендуется проводить по аналогии с уже эксплуатируемыми скважинами. До установки на устье скважины фонтанная арматура должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление предусмотренное в паспорте. После установки фонтанной арматуры на устье производится повторная опрессовка на давление допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.
Обвязка елки выполняется бесшовными трубами 89×6 ГОСТ 8732-78.
2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин
Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок) то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы выносимые из пласта способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования образованию пробок подземным обвалам и т.д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента меньшего чем допустимое его значение созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.
Большой проблемой эксплуатации любых газовых скважин является гидратообразование. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины газопроводы сепараторы нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Из-за присутствия в газе углекислого газа (03-44%) возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации агрессивных компонентов в газе давления и температуры среды скорости потока минерализации воды применяемого материала оборудования. При заданном оборудовании ствола скважины наиболее опасным участком на котором возможна коррозия является устье.
Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину. Некоторые залежи эксплуатируются при упруговодонапорном режиме. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает завершающий период разработки характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника. Так как при этом приток воды продолжается то скважина захлестывается водой и прекращает работу. Наступает «самоглушение» скважины водой.
3 Причины гидратообразования
При отборе газа из пласта сопровождающемся понижением его температуры и давления происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан этан пропан бутаны) взаимодействуя с водой способны образовывать твердые кристаллический вещества называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6-7 молекул воды например CH4 6 C2H6 7H2O.
По внешнему виду гидраты напоминают рыхлый снег с желтоватым оттенком или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.
Образование гидратов происходит при повышенных давлениях низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.
В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической (см. таблицу 1).
Таблица 1 – Температуры гидратообразования
В настоящее время существует несколько методов определения давления и температуры начала гидратообразования: графический аналитический графоаналитический и экспериментальный.
Рассмотрим более подробно графический метод а также опишем способ расчета условий начала гидратообразования для многокомпонентных газов с использованием констант равновесия; остальные же достаточно хорошо изложены в литературе 2 3.
При необходимости получить ориентировочные данные для определения условий начала образования гидратов используется графический метод. При этом для смесей газов не содержащих H2S используются кривыми приведенными на рисунке 1 слева.
Для отдельных наиболее распространенных компонентов равновесные кривые приведены на рисунке 1 справа.
По результатам непосредственных измерений строятся аналогичные кривые для природных газов различного состава.
Рисунок 1 – Условия начала гидратообразования природных газов
Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице система термодинамически равновесная если больше единицы – существуют условия для образования гидратов при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.
Рассмотренный метод расчета равновесных условий образования гидратов смесей газов с использованием констант равновесия отдельных компонентов дает ошибки до 30% особенно при высоком содержании тяжелых и кислых газов. Ошибка возрастает с повышением давления когда увеличивается взаимовлияние различных газов на численную величину константы равновесия отдельных компонентов входящих в смесь газов. 1
4 Методы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратов
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины газопроводы сепараторы нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто в следствие образования гидратов выходят из строя штуцеры и регуляторы давления дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования особенно при низких температурах окружающей среды.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: а) предупреждение образования гидратов; б) ликвидация образовавшихся гидратов.
Образование гидратов в скважинах предотвращают следующими методами:
а) установлением соответствующего технологического режима работы скважины;
б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины антигидратных ингибиторов;
в) применением футерованных насосно-компрессорных (подъемных) труб;
г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;
д) путем устранения причин вызывающих пульсацию газа в скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.
Предупреждение образования гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин а также на различных участках узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных условий следующими методами применяемыми как самостоятельно так и комплексно:
а) обогревом отдельных узлов и участков;
б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола раствора хлористого кальция диэтиленгликоля и др.);
в) устранением резких перепадов давления которые вызывают снижение температуры газа ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;
г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;
д) регулярной продувкой газопроводов от окалины грязи и т.п. в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.
Рассмотрим некоторые способы ликвидации и предотвращения образования гидратов и льда.
Ввод метанола в газовый поток
Этот способ получил наибольшее распространение на газовых промыслах. В газовый поток вводят метанол т.е. метиловый спирт (CH3OH) являющийся понизителем точки замерзания. Метанол вместе с парами воды насыщающей газ образует спиртоводные растворы температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров содержащихся в газе при этом уменьшается точка росы понижается и следовательно опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Однако нужно иметь ввиду что метанол растворяется в воде. Если в газопроводе имеется вода метанол растворяется в ней целиком и становится уже менее эффективным.
Метанол вводится в газовый поток по схеме представленной на рисунке 2. Его периодически подают в бачок 1 высокого давления из емкости 3 ручным насосом 2. Из бачка 1 метанол выпускается по трубке под собственным давлением малыми дозами (каплями) при помощи регулировочного вентиля 4. Для выравнивания давления в бачке к нему в верхней части подключена трубка 5.
Рисунок 2 – Установка для ввода метанола в газопровод
Применение метанола для ликвидации и предупреждения образования гидратов имеет ряд существенных недостатков. Метанол является сильным ядом вызывающим отравление не только при попадании внутрь организма но и при вдыхании его паров.
Метанол в рабочий бачок закачивается ручным насосом на что оператор расходует много времени.
Применение метанола связано с удорожанием себестоимости газа.
Подогревать газ можно огневым способом м путем теплообмена с горячей водой паром или дымовыми газами. Огневой подогрев нерационален так как приводит к порче изоляции трубопроводов арматуры и аппаратуры и опасен в пожарном отношении поэтому таким способом пользуются редко а подогревают газ горячей водой или паром в теплообменниках различной конструкции.
Этот способ применяется только для предотвращения образования гидратов и льда. Для осушки газа применяют специальные реагенты-осушители которые поглощают из газа часть влаги вследствие чего уменьшается содержание влаги в нем и понижается его точка росы. На газовых скважинах этот способ не применяют; его используют обычно для осушки значительных количеств газа на головных станциях магистральных газопроводов.
Резкое снижения давления
Резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов которые затем выносятся из газопроводов и аппаратуры продувкой через отводы в атмосферу. Этот способ является аварийным так как связан с нарушением установленного режима скважины. 5
5 Расчет пластовых давлений
На месторождении Южно-Луговское для нейтрализации гидратов используют метанол. Для расчета количества метанола достаточного для нейтрализации влаги в шлейфе и НКТ необходимо знать величины пластовых давлений по всем скважинам. Проведем расчет.
Известны следующие параметры:
- плотность газа ρг кгм3;
- глубина скважины Н м;
- давление на устье скважины Ру МПа;
- давление на забое скважины Рз МПа;
- температура на устье скважины Ту °C;
- температура на забое скважины Тз °C.
Значения вышеприведенных параметров указаны в таблице 2.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета пластовых давлений
Для определения давления в газовой скважине воспользуемся формулой барометрического нивелирования Лапласа-Бабине:
где Pпл – пластовое давление;
Pу – устьевое давление;
s – коэффициент Лапласа-Бабине.
Коэффициент Лапласа-Бабине находится по формуле:
где ρ – относительная плотность газа по воздуху кгм3;
H – глубина скважины м;
Tср – средняя температура по стволу скважины K;
zср – коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине.
Относительная плотность газа по воздуху находится следующим образом:
где ρг – плотность газа кгм3;
ρв – плотность воздуха кгм3.
Средняя температура по стволу скважины определяется следующим образом:
где Tз – температура на забое скважины К;
Tу – температура на устье скважины К.
Среднее давление в скважине находим по выражению:
Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:
где Рср – среднее давление в скважине МПа.
Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:
) по формуле (4) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср;
полагаем что Рз=Рз'=Ру;
) по формуле (5) вычисляем среднее давление Рср в скважине;
) по формуле (6) вычисляем среднее значение коэффициента сжимаемости zср;
) по формуле (2) вычисляем соответственно S или е2S;
) по формуле (1) определяем искомое значение забойного давления Рз".
По завершении расчетов проверяем неравенство вида:
Если неравенство (7) выполняется то расчёты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершёнными.
В случае невыполнения неравенства (7) по формуле (5) вычисляем новое значение Рср подставим в неё вместо Рз'' затем по формуле (6) вычисляем новое значение zср далее по формуле вычисляем соответственно s и затем по формуле (1) вычисляем Рпл.
Проверяем неравенство вида:
и так далее. Расчёт считается завершённым в случае выполнения неравенства:
где i – номер итерации.
Расчет произведен с помощью таблиц Excel. Результаты приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Расчет пластовых давлений
6 Расчет расхода метанола для нейтрализации гидратов
Расчет расхода метанола в шлейфах скважин производится при известных параметрах:
- суточный объем газа Q тыс. м3сут
- начальное и конечное давление в газопроводе Р1 и Р2 МПа;
- начальная и конечная температура t1 и t2 ;
- концентрация свежего метанола C1 % масс.
Значения параметров приведены вместе с результатами расчетов в таблицах 4-7 за исключением С1 – везде принято значение 96 9.
Определяем равновесную температуру гидратообразования по формуле:
Находим величину снижения равновесной температуры по формуле:
Концентрация метанола в водном растворе обеспечивающая заданное снижение температуры определяется по формуле:
где М – молекулярная масса ингибитора (для метанола – 32);
К - коэффициент для ингибитора (для метанола – 1220).
Надежный безгидратный режим шлейфа достигается при концентрации метанола в 1.15 1.2 раза выше по сравнению с теоретической:
Количество воды в жидкой фазе определяется по формуле:
где Wн и Wк – влагосодержание газа в начальной и конечной точках системы соответственно кг1000м3.
Влагосодержание газа может определятся по уравнению:
где Р – давление в расчетной точке МПа;
По графику (рисунок 3) определяется количество метанола (Мо) растворяющееся в газе в системе «газ-метанол» при данных термобарических условиях.
Рисунок 3 – Содержание метанола (в %) в газе необходимое для разложения гидратов при различных давлениях и температурах.
Равновесное содержание метанола в газовой фазе контактирующей с водометанольным раствором определяется из выражения:
Количество метанола необходимого для насыщения жидкой фазы (gж) рассчитывается по уравнению:
Удельный расход метанола G для предупреждения гидратообразования определяется по формуле:
Количество подачи метанола на устье скважины определяется по формуле:
где Q – дебит газа скважины тыс.м3сут.
В соответствии с параметрами газопроводов-шлейфов (давлением и температурой на устье скважины дебитом скважины а также давлением и температурой в конце шлейфа) был произведен расчет расхода метанола по каждому шлейфу с использованием выше приведенных формул и электронных расчетных таблиц Excel.
При выборе технологии борьбы с гидратами нужно руководствоваться двумя вариантами:
- 1 вариант - без редуцирования давления на устье;
- 2 вариант - с редуцированием давления на устье.
В двух вариантах процесс кристаллообразования будет происходить в НКТ поэтому рекомендуется осуществлять ввод метанола в затрубное пространство по какому бы из двух вариантов не осуществлялся транспорт газа на УПГ. В качестве средства борьбы с гидратами выбран метод дозированной подачи метанола как наиболее зарекомендовавший себя при добыче газа на северном Сахалине. А при ликвидации гидратов в стволе скважины — это средство борьбы является наиболее надежным. Применение же подогревателей по трассе шлейфа для разогрева газа выше температуры гидратообразования лишает возможности проведения на УПГ осушки газа от влаги методом НТС (низкотемпературной сепарации). Использование гликолевой осушки газа намного дороже чем применение НТС с использованием при транспорте метанола.
Технология борьбы с гидратами без редуцирования давления на устье
Транспорт газа по шлейфу по первому варианту будет проходить в режиме гидратообразований. Результаты расчетов приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Расчет расхода метанола при первом варианте борьбы от пласта до УПГ
Как видно при редуцировании давления на УПГ конденсации влаги из газа не будет по той причине что происходит обратный процесс-насыщение газа влагой поэтому после штуцера влагосодержание выше чем до штуцера.
Таким образом по первому варианту на нейтрализацию выделившейся влаги потребуется метанол в количестве 228 кгсут.
Конденсации влаги из газа после штуцера не будет по той причине что происходит обратный процесс-насыщение газа влагой поэтому после штуцера влагосодержание выше чем до штуцера. Результаты расчетов приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Расчет расхода метанола при первом варианте борьбы при редуцировании на УПГ
Продолжение таблицы 5
Технология борьбы с гидратами с редуцированием давления на устье
Метанол по второму варианту транспорта потребуется только на нейтрализацию влаги конденсирующейся в стволе скважины.
Таким образом по второму варианту на нейтрализацию выделяющейся воды потребуется метанол в количестве 160 кгсут. Результаты расчетов приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Расчет расхода метанола при втором варианте борьбы в НКТ
Расход количества метанола после штуцера будет равен 0 так как будет происходить процесс насыщения влагой газа. Результаты расчетов приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Расход расхода метанола при втором варианте борьбы при редуцировании
Затраты метанола на транспорт газа от скважины до УПГ по второму варианту на 68 кгсут меньше однако при установке штуцера на фонтанной арматуре обслуживающей персонал лишается возможности оперативно регулировать отбор газа со скважины так как она находится на значительном удалении от УПГ.
Выбор технологии борьбы с гидратами
Исходя из удобства обслуживания штуцера на УПГ и по причине неизбежной подачи метанола в затрубное пространство для обоих вариантов реализуется фактически первый вариант транспорта газа на УПГ.
Ввод метанола на устье скважины рекомендуется производить через метанольницу изготавливаемую из кислородного баллона оборудованного надлежащей переключающей арматурой. Обвязка скважины предусматривает возможность подачи метанола как в затрубное пространство так и в шлейф. Подача метанола может осуществляться либо борбатированием за счет силы гравитации жидкости для чего давление в метанольнице выравнивается с давлением в трубном пространстве либо простым передавливанием для чего в метанольнице из затрубного пространства подается избыточное давление.
Метанол который подается в затрубное пространство стекает на забой и захватывается газом в депрессионной зоне у башмака лифтовых труб а затем вместе с газом поступает в шлейф.
Исходя из того что в метанол вводят в продукцию только в зимне-весенний сезон (декабрь-апрель) т.е. 152 календарных дня выходит что при применении первого метода за год расходуется 34.7 тонн метанола в год.
При применении второго метода транспорта газа с редуцированием давления на устье скважины до УПГ расход уменьшится до 24.3 тонн в год.
Целью данного раздела является сравнение экономических показателей до и после проведения технологических операций направленных на уменьшение расхода метанола при транспортировке газа от пласта до УПГ выявление их экономической эффективности. Первый вариант - фактический - предполагает установку штуцера на УПГ второй же вариант предполагает установку штуцера на фонтанной арматуре скважины.
1 Исходные положения
Технико-экономическая оценка вариантов выполнена с учетом основных положений изложенных в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов» утвержденных Министерством экономики РФ Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной архитектурной и жилищной политике.
При оценке эффективности в условиях действующей налоговой системы в состав затрат входят:
- амортизационные отчисления;
- налоги относимые на себестоимость продукции:
а) налог на добычу полезных ископаемых в отношении природного газа (НДПИ);
б) единый социальный налог (ЕСН);
в) транспортный налог;
г) земельный налог (плата за землю).
За 2014 год суммарная добыча предприятия на Южно-Луговском месторождении составляет 29269 тыс. м3 газа.
- поставка газа промышленным потребителям – 25615 тыс. м3;
- поставка газа населению – 4134 тыс. м3;
- газ на собственные нужды и технологические потери – 480 тыс. м3.
3 Себестоимость газа
Рассмотрим себестоимость газа до введения оборудования по редуцированию давления на скважине (таблица 8).
Таблица 8 – Себестоимость газа при редуцировании давления на УПГ
Объем поставки газа всего тыс. м3
Расходы на добычу и подготовку к транспорту газа тыс. руб.
Расходы из чистой прибыли
Себестоимость добычи 1000 м3 в руб.
Затраты на метанол вычисляются следующим образом:
Затраты на метанол составляют:
7 тонн × 28000 руб.тонна = 680.4 тыс. руб.
С применением редуцирования затраты на метанол составляют:
3 тонн × 28000 руб.тонна = 9716 тыс. руб.
Затраты на метанол входят в статью расходов на добычу и подготовку транспорта газа.
Себестоимость газа при применении оборудования для редуцирования давления на скважине (таблица 9).
Таблица 9 – Себестоимость газа при редуцировании давления на скважине
Себестоимость добычи газа снижается за счет уменьшения расхода метанола при транспорте от скважины до УПГ.
4 Цена и объемы реализации
Объем реализации за 2014 год составил 28.789 млн. м³. Стоимость объема реализованного газа составила 112451 тыс. руб. при средней цене реализации 3906 руб. за 1000 м³.
Сумма уплаты налога на добычу полезных ископаемых за 2014 год (из расчета 326 руб.1000 м3 от добычи) – 9400 тыс. рублей.
Ко всему прочему при применении технологии редуцирования давления на устье прибыль предприятия увеличивается на 2912 тыс. руб. в год за счет уменьшения расходов на добычу и транспорт природного газа что позволяет сделать положительные выводы об эффективности данных операций. Сравнительная таблица по себестоимости добычи и подготовки природного газа (таблица 11).
Таблица 11 – Сравнительная таблица по себестоимости добычи и подготовки природного раза
Редуцирование на УПГ
Редуцирование на скважине
В 2015 году планируется снижение добычи и реализации природного газа в связи с закрытием 1-ой задвижки на распределительном газопроводе от ГРС с. Троицкое до ТЭЦ-1 г. Южно-Сахалинска в сентябре 2014 года. С 2016 года при условии строительства 4-х газовых скважин объемы увеличиваются с 26 до 34 млн. м3 в год и к 2017 году до 45 млн. м3 в год за счёт подключения новых потребителей которым выданы технически условия.
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Вредные факторы их источники и виды воздействия
В процессе строительства скважины потенциальными источниками воздействия на окружающую природную среду являются технологические операции при строительстве скважины:
- подготовка строительной площадки;
- приготовление бурового раствора;
- очистка бурового раствора от выбуренной породы;
- цементирование скважины;
- работа силовых двигательных установок (в аварийных случаях при отключении электроэнергии - поэтому специальных расчетов по дизелям не производится);
- хранение утяжелителя химреагентов и ГСМ.
При освоении скважины воздействия связаны с перфорацией вызовом притока очисткой и гидродинамическими исследованиями.
Строительство линейных шлейфа-газопровода связано с работой незначительного количества строительной техники и сравнительно небольшими объемами земляных работ.
Реализация настоящего проекта будет связана со следующими видами воздействия на окружающую природную среду:
- полезного ископаемого (природного газа и конденсата);
- земельных ресурсов;
- ресурсов флоры и фауны;
- химическими веществами;
- твердыми и жидкими бытовыми отходами;
Основными объектами воздействия будут являться работающий персонал недра воздух вода почва флора фауна и ландшафт.
В период эксплуатации основные воздействия будут связаны с утечками и организованными сбросами газа на УПГ а также ремонтом объектов промыслового и трубопроводного хозяйства.
Влияние источников воздействия на условия труда и экологическую обстановку района будет различно. Оно может ограничиваться пределами рабочего места стройплощадкой или окружающей территорией действовать постоянно или периодически а также вынужденно при аварийном состоянии оборудования и газопроводов. Ниже приводится краткая характеристика источников воздействия на компоненты природной среды.
В период эксплуатации газопровода шлейфа источниками прямого воздействия на окружающую среду могут быть утечки газа или метанола через неплотности в запорной арматуре а также аварийные и регламентные сбросы газа на факельную установку. Подобные воздействия обычно квалифицируются как малоинтенсивные периодические кратковременные и небольшие по площади распространения.
Отбор полезного ископаемого представляет собой прямое непрерывное воздействие на недра умеренной интенсивности в течении 20 лет (по всем вариантам разработки).
Метанол используемый для борьбы с гидратообразованиями в стволе скважины и при транспорте газа на УПГ может явиться источником химического загрязнения различных компонентов природной среды.
Кроме этого при эксплуатации скважины наибольшему воздействию подвергается атмосферный воздух. Продувочная свеча предназначенная для сброса природного газа и котлован для сжигания газа на скважине при освоениях и разрядке являются периодическим источником выброса газов и продуктов его сгорания в атмосферу.
Максимальная продолжительность освоения и опробования газовой скважины составляет по фактическим данным не более 15 часов. Разрядка скважины или шлейфа является ситуацией аварийной и систематизации не поддается.
2 Прогноз изменения окружающей среды
В настоящее время практически все технологические процессы газодобывающей промышленности принято считать потенциально опасными для окружающей среды или ее отдельных объектов. Поэтому для определения природохранных мер снижающих экологическую опасность дается прогноз возможных изменений природной среды для разных этапов реализации проекта. Прогноз делается на основании расчетов на рассеивание загрязняющих веществ по соответствующим программам и результатов исследований воздействия объектов добычи и транспорта газа на природную среду о. Сахалин.
Гидрографическая сеть месторождения «Южно-Луговское» представлена двумя ручьями - Луговым и Веселым протекающим через лицензионные границы месторождения в юго-восточном направлении и впадающих в реку Лютога. Ручьи равнинного типа с малым уклоном продольного профиля с небольшой скоростью течения слабоизвилистым руслом. Длина ручьев без учета притоков составляет 75 и 8 5 км соответственно.
Проектируемая скважина и шлейф газопровода согласно техсхемы разработки месторождения расположены на значительном удалении от вышеуказанных ручьев в связи с чем прямого влияния на качество поверхностных вод в период строительства и в период долговременной безаварийной эксплуатации объектов оказано не будет.
Однако при несоблюдении природоохранных требований в период СМР может быть оказано косвенное влияние на состояние водных объектов. Основными видами воздействий при этом могут быть:
- перенос вредных веществ с загрязненных участков дождевыми и талыми водами по водосборной площади в водоток;
- перенос загрязняющих веществ грунтовыми водами питающими ручьи.
Основными источниками загрязнения водных объектов могут являться пластовые воды жидкости для ремонта скважин нефтепродукты буровые сточные воды ливневые сточные воды отработанный буровой раствор буровой шлам.
При проведении гидравлических испытаний газопровода обычно используют воду из природных водных объектов. Гидравлические испытания должны подтвердить отсутствие утечек газа до начала их эксплуатации. После гидравлических испытаний вода содержит следы масел смазочных материалов механические примеси которые при попадании в водотоки могут привести к кратковременному ухудшению ее качества.
Основное воздействие на подземные водные объекты оказывается при бурении и эксплуатации скважин. Разработка месторождения оказывает негативное воздействие на подземные водные объекты в процессе бурения скважин извлечения газа и пластовых вод добычи подземных вод для производственных нужд.
Основными видами изменения гидрогеологических условий являются нарушение гидродинамического гидрохимического гидробиологического теплового равновесия подземных вод.
В процессе эксплуатации скважины потенциально возможны следующие виды негативного воздействия на подземные воды:
- загрязнение подземных горизонтов пресных вод атмосферного питания вследствие некачественного цементирования и негерметичности колонн;
- заколонные перетоки флюидов из-за некачественного цементирования скважин;
- загрязнение подземных горизонтов токсичными компонентами при фильтрации бурового раствора.
При строительстве и эксплуатации проектируемых объектов воздействие на почвенный покров проявляется в нескольких видах. Основное значение имеют механические нарушения поверхности почв под влиянием передвижных транспортных средств земляных работ связанных с прокладкой траншей и планировкой поверхности вокруг скважин а также химическое воздействие на почву от ГСМ строительной техники буровых растворов и загрязненных технологических вод.
Механическое нарушение может быть выражено линейными и площадными формами. Первые возникают при подготовке траншей и в результате дорожной эрозии вторые при обустройстве скважин и УПГ.
Наряду с уничтожением почв особую опасность представляют сопутствующие этому процессы ветровой и ливневой эрозии что может привести к расширению овражной сети в районах строительства.
Для условий Сахалинской области данных о скорости восстановления почв не имеется. По литературным источникам в условиях южно-таежной зоны время восстановления исходного гумуса оценивается в 300 лет.
Так же как и почва растительность в пределах месторождения страдает от химического и механического воздействия. В период обустройства скважин и строительства газопроводов происходит разрушение растительного покрова при расчистке площадок и прокладке трубопроводов что может повлечь за собой нарушение жизнедеятельности прилегающих растительных сообществ.
Объемы вырубки древесной и кустарниковой растительности по трассе газопроводов будут незначительны так как основная часть трасс проходит в незалесенной зоне.
При пересечении трубопроводом водотоков удаляется вся болотная растительность вдоль берегов и в пределах полосы отвода у русла водотока. Предполагается что часть болотной растительности самовосстанавливается естественным путем в течение двух лет после окончания строительства.
Кроме механического уничтожения растительность подвергается негативному воздействию вследствие загрязнения воздушного бассейна или прямого попадания горюче-смазочных материалов (ГСМ) от строительной техники.
Проектируемые работы и связанные с ними приток людей и техники вызовут временные нарушения в жизни животных не приспособленных к присутствию людей или высокой промышленной активности человека. Зоны уничтоженного растительного покрова теряют свое значение как среда обитания и кормовая база животных. Участки временно нарушенной растительности покидаются животными на время строительства и вновь активно осваиваются при сукцессии растительных сообществ. Шум и другие раздражители при проведении строительных работ могут заставить птиц избегать привычных мест гнездования.
Наиболее существенными факторами воздействия на фауну в процессе обустройства месторождений и транспорта газа являются изменения среды обитания блокирование маршрутов движения.
Однако животное население района работ характерно для антропогенных биотипов и приспособлено к присутствию людей или высокой промышленной активности.
Все указанные воздействия будут локализованными и временными в пределах зоны реализуемого проекта и их последствия сойдут на нет в короткие сроки поэтому каких-либо изменений в численности и видовом составе фауны района не произойдет.
Поэтому осуществление настоящего проекта при соблюдении природоохранных мероприятий не приведет к нарушению трофических связей исчезновению или сокращению численности обитающих здесь видов.
Воздействия на рыбные ресурсы будет исключено принятыми проектными решениями.
При эксплуатации газопровода отрицательного воздействия на животный мир не ожидается.
3 Вероятность возникновения аварийных ситуаций
Проектирование строительство и эксплуатацию объектов газоснабжения планируется осуществить на высоком качественном уровне. Однако пожаро- и взрывоопасность природного газа не позволяют полностью исключить возможность возникновения аварийной ситуации.
Потенциальной опасностью для окружающей природной среды на стадии эксплуатации являются выбросы газа в результате аварии в системе «скважина – шлейф – УПГ».
Аварии на скважинах могут возникнуть в результате:
- скрытого заводского брака в фонтанной арматуре;
- разъедания сальниковых уплотнений в процессе эксплуатации;
- механического повреждения фонтанной арматуры технологическим или иным видом транспорта;
- открытого выброса газа при капремонте;
- заколонного газопроявления в результате некачественного цементажа скважины или повреждений в технической колонне.
К возникновению аварийной ситуации могут привести и неорганизованные сбросы газа происходящие на любом участке технологической цепочки по причине пропусков или выбросов через порывы. Если пропуск газа происходит в закрытом помещении то его последствием может быть взрыв или пожар. На открытом воздухе выбросы газа могут сопровождаться только пожарами. Вероятность безотказной работы оборудования на газовых промыслах в течение одного года приведена в таблице 12.
Таблица 12 – Вероятность безотказной работы промыслового оборудования
Вероятность безотказной работы
Технологический блок
Блок хранения метанола
Блок распределительной арматуры
Большая часть утечек вызываемых коррозией является следствием наружной коррозии. Внутренняя коррозия газопроводов возникает при их длительной эксплуатации. Так как по своему составу газ относится к малосернистому то вероятность внутренней коррозии газопровода мала.
К механическим повреждениям также относятся разрывы и трещины возникающие когда напряжения в стенке трубопровода превышают допустимые пределы. Такого рода ситуации как правило являются следствием недостаточно высокого качества сталей из которых изготовлены трубы.
Существенное влияние на надежность и срок службы трубопроводов оказывают сложные природно-климатические и геологические условия.
4 Мероприятия по смягчению возможных неблагоприятных воздействий
Охрана недр в процессе разработки месторождений на первое место ставит задачу оптимального отбора газа и конденсата а также защиты верхних водоносных горизонтов от загрязнения. С этой целью в проектах разработки месторождений отражается комплекс мероприятий регламентирующих порядок и периодичность систематического контроля за процессом эксплуатации. Качественная изоляция проницаемых пластов в затрубном пространстве позволяет устранять возможность перетоков газа из одного объекта в другой или атмосферу предотвращает ухудшение свойств коллекторов. Основной метод разобщения пластов в настоящее время - цементирование заколонного пространства скважин. Работа добывающих скважин должна вестись на установленных технологических режимах обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.
Очень важное значение с точки зрения охраны недр имеет контроль за состоянием разработки месторождений особенно за продвижением контуров водогазоносности пластовым давлением гидродинамической связью между пластами.
Для аварийного или планового задавливания скважин перед капремонтом предусматривается установка на шлейфах в 100 м от устья специального кранового узла с задвижкой для подключения задавочного агрегата и арматурой для подсоединения путевого подогревателя в режиме работы УПГ методом гликолевой осушки.
Газ при опробовании скважины подается на факельную установку для сжигания. Сброс воды от гидроиспытаний производится после отстоя в специальном котловане.
Метанольная вода гидраты и конденсат выжигаются в земляном котловане. Розжиг осуществляется ракетницей.
Для отводов ливневых стоков с площадки УПГ предусматривается ливневая канализация.
Для сбора утечек с сальников дозаторных насосов предусматривается специальный разборный защитный кожух с которого жидкость поступает по сборному коллектору в тарированный бачок опорожняющийся по мере накопления в одну из напорных линий.
Отвод сточных вод от здания бытовых помещений УПГ предусматривается в наружную сеть хозбытовой канализации с отводом в водонепроницаемый выгреб туалета площадки установки.
В данной ВКР рассматривались критерии выбора метода для борьбы с гидратами и рентабельность его внедрения.
Были выполнены расчеты расхода метанола по каждому шлейфу. В ходе расчетов было определено два варианта борьбы с гидратами – с редуцированием на устье и без него.
Метанол вводят в продукцию только в зимне-весенний сезон (декабрь-апрель) т.е. 152 календарных дня. Из этого вытекает что при применении первого метода борьбы с гидратами без редуцирования на устье за год расходуется 34.7 тонн метанола в год. При применении второго метода транспорта газа с редуцированием давления на устье скважины расход уменьшится до 24.3 тонн в год.
Исходя из удобства обслуживания штуцера на УПГ и по причине неизбежной подачи метанола в затрубное пространство для обоих вариантов рекомендуется реализовать вариант транспорта газа на УПГ без редуцирования на устье.
Бухгалтер Э. Б. Метанол и его использование в газовой промышленности — М.: Недра 1986. — 238 с.
Казак А. С. Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприводом — Л.: Гостоптехиздат 1961. — 315 с.
Макогон Ю. Ф. Гидраты природных газов — М.: Недра 1974. — 208 с.
Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти — М.: Недра 1989. — 245 с.
Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин — М.: Недра 1973. — 377 с.
Рассохин С. Г. Оператор по добыче нефти и газа — М.: Образовательно-издательский центр «Академия» 2002. — 544 с.
Акульшин А. И. Бойко В. С. Зарубин Ю. А. Дорошенко В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов — М.: Недра 1989 480 с.
Рисунок А.1 – Обзорная карта района
Рисунок А.2 – Схема тектонической зональности и перспектив нефтегазоносности Анивского прогиба
Рисунок А.3 – Структурная карта по кровле XIIIб пласта
Рисунок А.4 – Геологический разрез по профилю скважин
-3Л – 7-3Л – 5А – 12-ЮЛ – 1-ЮЛ – 13-ЮЛ – 15-ЮЛ
Таблица Б.1 – Литолого-стратиграфический разрез
Таблица Б.2 – Характеристика залежей газа
Продолжение таблицы Б.2
Таблица Б.3 – Характеристики свободного газа
Интервал перфорации м
Содержание примесей %
среднее по XII б сев.блока
среднее по XII б центр.блока
среднее по скв. 11-ЮЛ
среднее по XIII а сев.блока
среднее по скв. 12-ЮЛ
среднее по XIII а центр.блока
Продолжение таблицы Б.3
Попр-ки на откл. от з-на Б-Мор.
Плотн. газа в пл. усл. кгм3
среднее по XIII а золот.блока
среднее по XIIIб золот.блока

Технологическая схема обвязки устья газовой скважины.dwg

Технологическая схема обвязки устья газовой скважины
ДП.21.02.01.01.01.С6
Условные обозначения узлов
контроль температуры по месту
клапан предохранительный
прибор показания уровня
устройство отбора давления и подачи метанола
контроль давления по месту

Метанольница.dwg

Вентиль запорный угловой фланцевый
Водоуказательный прибор
Вентиль запорный стальной
Соединение с шаровым ниппелем проходное разъемное
Метанол от заправочного блока
Метанол в шлейф скважины
Метанол в ствол скважины
Газ на передавливание метанола
Разрядка метанольницы
ДП.21.02.01.01.01.СБ
Техническая характеристика 1. Рабочая среда - метанол 2. Температура среды - -40 +40°С 3. Давление рабочее - 12
МПа 4. Номинальный объем - 33л

Дипломная работа.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ
Заведующий отделением
Тема: «Внедрение химических методов борьбы с гидратообразованием при эксплуатации газовых скважин месторождения Южно-Луговское»
Специальность: 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Научный руководитель:
преподаватель Новикова Ульяна Александровна
должность звание Ф.И.О.
Куликова Вера Сергеевна
Котик Нина Фёдоровна
Задание на дипломный проект
ДП.21.02.01.01.01.ПЗ
Пояснительная записка
ДП.21.02.01.01.01.СБ
ДП.21.02.01.01.01.С6
Технологическая схема
обвязки устья газовой важины
ВЕДОМОСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ9
1 Общие сведения о месторождении Южно-Луговское9
2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения11
3 Тектоническое строение месторождения14
4 Газонасыщенность продуктивных пластов16
5 Физико-химические свойства и состав свободного газа28
6 Текущее состояние разработки газовых залежей месторождения Южно-Луговское29
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ31
1 Устьевое оборудование газовых скважин31
2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин32
3 Причины гидратообразования33
4 Методы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратов36
5 Расчет пластовых давлений39
6 Расчет расхода метанола для нейтрализации гидратов42
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ49
1 Организация работ по обслуживанию и эксплуатации газовых скважин49
2 Требования безопасности и охраны окружающей среды при использовании метанольных установок50
3 Мероприятия по смягчению возможных неблагоприятных воздействий54
4 Показатели добычи газа55
5 Расчет экономической эффективности борьбы с гидратами с редуцированием давления на устье и без него56
В Анивском районе ведется разработка четырех малых газовых месторождений Анивской группы: Южно-Луговское Восточно-Луговское Заречное и Благовещенское. Газ используется для теплообеспечения административного центра района (с 1985 г.) а также поселка Троицкое (с октября 2000 г.) расположенного в 25 км к северо-востоку от центра Анивской группы месторождений и газоснабжения пиковой котельной областного центра (с начала отопительного сезона 2002-2003 гг.) – в 37 км к северо-востоку от центра Анивской группы месторождений.
Южно-Луговское газовое месторождение было открыто в 1974 году в результате бурения и испытания поисковой скважины №1 Южно-Луговской. Золоторыбное месторождение открыто в 1983 году в результате бурения поисковой скважины №2 Золоторыбной. Первоначальные запасы газа по месторождению неоднократно пересматривались.
После проведенных дополнительных работ было уточнено строение ранее разведанных Южно-Луговского и Золоторыбного газовых месторождений и выявлено что они представляют собой единую антиклиналь осложненную двумя поперечными разрывами.
В настоящее время разработка Южно-Луговского месторождения ведется девятью скважинами: Золоторыбного блока – №№ 9 10 Южно-Луговского блока – №№ 11 12 13 14 16. Эксплуатация проводится в условиях способствующих формированию и отложению кристаллогидратов способных образовать пробки в стволах скважин шлейфах сепараторах нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Вследствие вышеуказанных фактов разработка методов предупреждения и борьбы с уже образовавшимися гидратами является актуальной на любом газовым либо газоконденсатном месторождении.
Задачей данного дипломного проекта является выбор метода для борьбы с гидратами на месторождении Южно-Луговское а расчет экономической эффективности использования укажет на его целесобразность.
Также рассмотрены требования безопасности и охраны окружающей среды при использовании метанольных установок и мероприятия по смягчению возможных неблагоприятных последствий на окружающую среду.
1 Общие сведения о месторождении Южно-Луговское
Южно-Луговское месторождение относятся к Анивским газовым месторождениям разрабатываемым в настоящий период. Оно расположено в южной части острова Сахалин в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности (см. рисунок 1).
Рисунок 1 – Обзорная карта района
В административном отношении месторождение располагается на территории Анивского района Сахалинской области РФ. С районным центром – г. Анива. С юга на север вдоль восточной границы площади месторождения Южно-Луговское проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Ближайшими к месторождению Южно-Луговское населенными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки отстоящие от контура месторождения на расстоянии соответственно 5 и 6 км. Рассматриваемое месторождение расположено в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина – Лютоги. Естественную гидросеть района помимо Лютоги представляют ее притоки – реки и ручьи Заречный Люда Луговой Веселый и др. а также ручьи самостоятельно впадающие в залив Анива – Колхозный Горный и др.
Орографически Южно-Луговское месторождение за исключением западной границы площади приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная пологая слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2.5 – 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 – 18 м. Западным ограничением месторождения Южно-Луговское является подножие восточных склонов Камышового хребта.
В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Меркале. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 – 4 балла.
Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров – с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра в распадках – достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3.6 – 3.8 мс в летние месяцы 2.2 – 2.3 мс. Среднегодовая температура 4 – 5 °C.
Экономически район достаточно освоен особенно в сельскохозяйственном отношении.
2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения
Нижеописанное проиллюстрировано в таблице 1.
Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба – верхнемелового и кайнозойского возрастов.
Мезозой (MZ): эти породы рассматриваются для района как его складчатое основание. Выходят на поверхность к северо-востоку где слагают Сусунайский хребет. Вскрыты единичными скважинами. Представлены: метаэффузивами ортосланцами филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами линзами мраморов и кварцитов. Глубина залегания – порядка четырех километров.
Меловая система (К): верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин где они представлены темно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты но соотношение и объемы этих свит не установлены. Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки составляет 2 – 2.5 км.
Кайнозой (KZ): Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:
- нерасчлененные олигоцен-миоценовые отложения включающие аракайскую свиту олигоцена а также холмскую и невельскую свиты миоцена;
- миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.
Палеоген - неоген (P3 – N1-2): олигоцен – нижнемиоценовые отложения представлены нерасчлененной толщей включающей в себя аракайскую (Р3ar) холмскую (N1hl) и невельскую (N1nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами туфопесчаниками алевролитами аргиллитами с прослоями и линзами туфов туффитов и песчаников.
Туфоалевролиты – темно - серые с коричневым оттенком крепкие. Туфопесчаники – темно - серые с коричневым оттенком от мелко - до крупнозернистых крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко - до мелкозернистых крепкие трещиноватые с песчаной примесью линзами угля включениями углистого аргиллита обломками раковин; туфогенные. Аргиллиты темно-серые крепкие с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или темно-серые алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые от мелко - до крупнозернистых крепкие; туфогенные.
Вскрытая толщина комплекса на Южно-Луговском месторождении составляет от 200 до 400 м.
Верхнемиоцен – плиоценовые (маруямская свита (N1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчлененной толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N1-2mr1) и верхнемаруямскую (N1-2mr2).
Нижнемаруямская подсвита (N1-2mr1) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологически разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты выделяются ряд пластов толщины которых составляют от 10 – 15 до 80 – 100 м. В составе пластов коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные с примесью алеврито-глинистых фаций. Как правило пласты имеют сложное строение подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 – 800 м.
Таблица 1 – Литолого-стратиграфический разрез
Верхнемаруямская подсвита (N1-2mr2) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 – 670 м.
Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и аллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает до первых десятков метров.
3 Тектоническое строение месторождения
Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок 2. В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст–антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение – взбросо-надвиг 3 представляется вторичным образованным под воздействием взбросо-надвига 1 (Центрально-Сахалинского разлома – ЦСР). Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали – нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская Южно-Луговская Заречная Благовещенская Луговская Лютогская Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.
Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.
Рисунок 2 – Схема тектонической зональности и перспектив нефтегазоносности Анивского прогиба
Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7 разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XIIа пласта. Разрыв 6 разделяющий Центральный и Северный блоки затухает к подошве Х горизонта и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом разрыв 6 по своему действию для XI пласта аналогичен дизъюнктиву 7 экранирующему газоносность пласта XIIа.
Северный блок начиная с IХ горизонта вверх по разрезу представляет собой свод Южно-Луговской структуры в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III IV V VI VII VIII.
На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.
4 Газонасыщенность продуктивных пластов
Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 – 1400 м.
Газонасыщенными являются: III IV V VII IX Xa XI XI-2 XIIа XIIб XIIб-1 XIIб-2 XIIIа XIIIб пласты. Тип коллектора – поровый. Их основные характеристики приводятся в таблице 2.
Таблица 2 – Характеристика залежей газа
Продолжение таблицы 2
Высотные отметки газо-водяных контактов (ГВК) или нижних границ газоносности (НГГ) для залежей с запасами категории С1 установлены (для ГВК) или приняты (для НГГ) в результате испытания скважин в эксплуатационной колонне и подтверждения газонасыщенности комплексом ГИС. К резервуарам с запасами газа категории С2 отнесены залежи газоносность и ГВК (или НГГ) которых установлены по данным ГИС без испытания в колонне либо при получении неоднозначных результатов испытания.
Установлено две залежи этого пласта:
- в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1)
- в Северном блоке – по данным ГИС (С2).
Залежь пласта XIIIб открыта в результате испытания скважины №2 Золоторыбной – перфорации колонны в интервале глубин 1403-1415 м (1373-1385 абс.) – с получением фонтанного притока сухого газа 63.9 тыс.м3сут. через штуцер =7.5 мм.
В 190 м к ЮЮЗ в разрезе скважины №3бис Золоторыбной ХIII номенклатурный горизонт был вскрыт на абсолютных глубинах 1378-1420 м. Предполагая единство газовой залежи ХIII горизонта и уровень ГВК в ней -1385 м в скважины №3бис Золоторыбной перфорировали колонну в интервале абсолютных глубин 1375.5-1384.5 м –– с получением в притоке пластовой воды. В последующем испытание пласта ХIIIб в Золоторыбном блоке проводилось в разведочных скважинах №7 Золоторыбной и №8 Золоторыбной с перфорацией колонны в интервалах абсолютных глубин 1348-1366 и 1333-1347 м – с получением фонтанных притоков сухого газа 36 тыс. м3сут. через штуцер =4 мм и 42.4 тыс.м3сут. через штуцер =5 мм соответственно.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м.
Газоносность пласта ХIIIб в его пределах устанавливается по данным ГИС в двух скважинах – №11 Южно-Луговской и №13 Южно-Луговской. Ввиду кровельного примыкания пласта ХIIIб к сводовому поднятию основания маруямской свиты рассматриваемая залежь в Северном блоке имеет форму тора срезанного на севере и юге разрывами 5 и 6.
Ранее в соответствии с показаниями ГИС в разрезе скважины №11 Южно-Луговской принимался газоносным весь вскрытый скважиной интервал ХIII горизонта (1243-1293 м абс.) по современной корреляции подошва ХIII горизонта в скважины №11 Южно-Луговской принята на отметке - 1294 м. При этом нижняя отметка газоносности (-1293 м) сопоставлялась с таковой в разрезе скважины №1 Южно-Луговской (в основании пласта ХIIIа) и таким образом устанавливалась НГГ единой залежи ХIII горизонта на отметке -1293 м.
В разрезе скважины №13 Южно-Луговской газоносность всего вскрытого интервала пласта ХIIIб на абсолютных глубинах 1271-1292 м устанавливается только по данным интегральной интерпретации (Тверьгеофизика ВНИГНИ); согласно же оперативной интерпретации материалов ГИС нижний прослой коллектора может быть и водоносным что противоречит показаниям ГИС по скважины №11 Южно-Луговской.
В стратиграфических и тектонических особенностях залегания пласта ХIIIб в Золоторыбном и Северном блоках наблюдаются тесные аналогии. Поэтому следует признать более вероятным существование двух изолированных залежей газа в разрезе ХIII горизонта и в пределах Северного блока.
НГГ залежи пласта ХIIIб в пределах Северного блока принимается на отметке -1292 м.
Наличие газовых залежей этого пласта установлено во всех трех блоках месторождения данными испытания скважин в колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Залежь пласта XIIIа открыта в результате испытания скважины №2 Золоторыбной - перфорации колонны в интервале абсолютных глубин 1349-1368 м – с получением фонтанного притока сухого газа 55.8 тыс.м3сут. через штуцер =7 мм. Как описано выше изолированность газовых залежей пластов XIIIб и XIIIа первоначально не предполагалась. Эксплуатационная скважины №2бис Золоторыбная практически продублировала скважины №2 Золоторыбной. В ней колонна перфорирована в интервале абсолютных глубин 1349-1370 м. В процессе эксплуатации скважина достаточно быстро стала подтягивать воду. Соответственно корректным стало представляться предположение ГВК залежи пласта XIIIа на отметке нижних отверстий перфорации в скважины №2 Золоторыбной – 1368 м. В скважины №6 Золоторыбной пласт XIIIа вскрыт в интервале глубин 1395-1424 м (1361-1390 м абс.) однако газонасыщенные верхние 7 м разреза здесь характеризуются низкими ФЕС. Поэтому было принято решение колонну в скважину не спускать. Испытание же обсуждаемого пласта в колонне проведено еще в скважинах №9 Золоторыбной и №10 Золоторыбной – с получением в обоих случаях промышленных притоков сухого газа но в интервалах абсолютных глубин 1326-1348 и 1301-1315 м; то есть существенно выше предполагаемого ГВК.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIIа в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1368 м.
Газоносность пласта ХIIIа в его пределах устанавливается по данным испытания в колонне и ГИС в двух скважинах: №5 Анивской и №12 Южно-Луговской. Гипсометрический уровень ГВК определяется по данным испытания пласта ХIIIа в скважины №5 Анивской. Здесь после перфорации колонны в интервале глубин 1348-1362 м (1317-1331 м абс.) получен фонтанный приток газа 30.9 тыс.м3сут. и пластовой воды 24 м3сут. через штуцер =5 мм. В скважине №12 Южно-Луговской пласт ХIIIа залегает на более высокой гипсометрии и здесь его испытание с перфорацией колонны в интервале абсолютных глубин 1304-1311 м дало фонтанный приток сухого газа. В скважине №4 Южно-Луговской обсуждаемый пласт залегает на существенно больших глубинах (1373-1401 м абс.) и в результате его испытания (перфорация в интервале 1394-1401 м абс.) получен приток пластовой воды.
ГВК залежи пласта ХIIIа в пределах Центрального блока устанавливается на отметке -1324 м.
Газоносность пласта ХIIIа устанавливается здесь по данным испытания и (или) ГИС в целом ряде скважин: № 1 Южно-Луговской №11 Южно-Луговской №13 Южно-Луговской №14 Южно-Луговской и №16 Южно-Луговской площади. НГГ залежи этого пласта устанавливается на основании данных испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1267-1282 м – с получением сухого газа до 46.9 тыс.м3сут.) и уверенной экстраполяции газоносности по данным ГИС в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1293 м. НГГ залежи пласта ХIIIа Северного блока принимается на отметке -1293 м.
Наличие газовой залежи данного пласта в Золоторыбном блоке установлено по результатам испытания в колонне скважины №2 Золоторыбной и по соответствующим показаниям ГИС в разрезе этой скважины. Запасы газа по залежи отнесены к категории С1 что подтверждается установлением газоносности пласта ХIIб-2 данными ГИС еще в ряде скважин Золоторыбного блока.
НГГ залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока определяется прежде всего данными выше упомянутого испытания с перфорацией колонны в интервале глубин 1359-1367 м (1329-1337 м абс.) в результате чего был получен приток сухого газа 6.1 тыс.м3сут. на штуцере =4 мм. Данные ГИС указывают на существование в пласте ХIIб-2 в разрезе скважины №2 Золоторыбной четырех проницаемых пропластков; из них три верхних проинтерпретированы по ГИС как газоносные и нижний – как водоносный. Соответственно испытывался интервал с тремя верхними пропластками (1329-1337 м абс.).
Также в пределах залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока пробурены скважины №7-10 Золоторыбной в которых данный пласт залегает гипсометрически выше на 52 (скважина №9) – 75 (скважина №10) м выше. Соответственно и показания ГИС здесь указывают на газонасыщенность пласта на всю его толщина. Испытание же данного пласта в скважине №3бис Золоторыбной (перфорация в интервале 1350-1371 м абс.) дало приток пластовой воды.
НГГ залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока принимается по нижним отверстиям перфорации в скважине №2 Золоторыбной на отметке -1337 м.
Наличие газовой залежи пласта ХIIб-1 в Золоторыбном блоке определяется только на основании интерпретации данных ГИС запасы по залежи отнесены к категории С2.
В скважинах №8 Золоторыбной и №10 Золоторыбной рассматриваемый пласт по ГИС газоносен на всю его толщина; в скважине №7 Золоторыбной нижний пропласток коллектора интерпретируется как водоносный.
НГГ залежи пласта ХIIб-1 Золоторыбного блока принимается по подошве нижнего газоносного (по ГИС) пропластка-коллектора в разрезе скважины №7 Золоторыбная – на отметке -1284 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК - в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Изолированность в нем залежи пласта XIIб от такового Северного блока установлена в результате испытания скважины №5 Анивской где ее газоносность выявлена почти на 50 м гипсометрически ниже чем в Северном блоке. В скважине №12 Южно-Луговской пласт XIIб залегает на 15 м выше чем в скважине №5 Анивской и здесь он как по данным испытания в колонне так и по ГИС газонасыщен на всю его толщину.
Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Центрального блока принимается по нижним отверстиям перфорации данного пласта в скважине №5 Анивской на отметке -1303 м.
Газоносность пласта ХIIб устанавливается здесь по данным испытания – с получением фонтанных притоков сухого газа - и по данным ГИС в скважинах №№: 1 11 13 14 и 16 Южно-Луговской площади.
НГГ залежи этого пласта определяется на основании данных испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1223-1247 м – с получением сухого газа до 46.9 тыс.м3сут.) и уверенной экстраполяции газоносности по ГИС в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1257 м.
Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Северного блока принимается по подошве этого пласта в скважине №1 Южно-Луговской на отметке -1257 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIа с разными уровнями ГВК - в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения как и для залежей пласта ХIIб установлено данными испытания скважин в колонне которым соответствуют материалы ГИС это залежи с запасами категории С1.
Газовая залежь пласта XIIа в Центральном блоке как самостоятельная установлена в результате испытания скважине №5 Анивской где ее газоносность выявлена почти на 50 м ниже (интервал перфорации 1247-1266 м абс.) чем в Северном блоке.
В скважине №12 Южно-Луговской пласт XIIа гипсометрически залегает на 15 м выше чем в скважине №5 Анивской и здесь он как по данным испытания в эксплуатационной колонне так и по ГИС газонасыщен на всю его толщина. В скважине №4 Южно-Луговской пласт XIIа залегает значительно глубже и в ней в результате испытания (перфорация в интервале 1294-1320 м абс.) из пласта XIIа был получен приток пластовой воды.
Таким образом НГГ залежи пласта ХIIа Центрального блока принимается по подошве нижнего проницаемого коллектора данного пласта в скважине №5 Анивской – на отметке -1261 м.
Газоносность пласта ХIIа устанавливается по данным испытания в колонне скважине №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС а также по данным ГИС в скважинах №№ 11 13 14 16 Южно-Луговской где пласт ХIIа гипсометрически залегает существенно выше чем в разрезе скважине №1 Южно-Луговской. Это дает основание относить залежь к резервуару с запасами категории С1.
НГГ залежи пласта ХIIа Северного блока принимается по подошве пласта ХIIа в скважине №1 Южно-Луговской на отметке -1212 м.
В результате анализа тектонических построений предполагается что действие разрыва 6 вызвало формирование в Центральном блоке изолированной газовой залежи в средней и нижней частях XI горизонта при водоносности верхов его разреза. Это доказано данными испытания в колонне скважины №5 Анивской пласта XI-2 (с получением притока сухого газа 5.7 тыс.м3сут. через штуцер =2 мм) и XI-1 (с получением притока пластовой воды) и соответствующими показаниями ГИС. Залежь пласта XI-2 отнесена к резервуару с запасами категории С1.
НГГ залежи пласта ХI-2 Центрального блока принимается по уровню нижних отверстий перфорации этого пласта в скважины №5 Анивской на отметке -1214 м.
В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №11 и №13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа категория запасов - С2.
НГГ залежи Х1 горизонта Северного блока принимается на отметке -1137 м – по кровле интервала в разрезе скважины №1 Южно-Луговской где при испытании в колонне получен приток пластовой воды с выделением свободного газа (газовый фактор 10).
Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Также газоносность пласта Ха интерпретируется по ГИС в разрезе еще трех скважин. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1. Согласно структурным построениям северное и южное разрывные ограничения (5 и 6) залежи почти совпадают с внешним контуром газоносности по его пликативному ограничению. То есть практически это пластовая сводовая залежь.
В скважине №1 Южно-Луговской в результате испытания пласта Ха в колонне (перфорация в интервале 1047-1065 абс.) получен приток сухого газа 12.2 м3сут через штуцер =5мм.
НГГ залежи ранее принималась по уровню нижних отверстий перфорации в скважине №1 Южно-Луговской (-1065 м). С получением данных по скважинам №13 и №16 НГГ залежи пласта Ха определяется на отметке -1067 м.
Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Вместе с тем анализ данных испытания скважин №3 №14П и №15 Южно-Луговской совместно с показаниями ГИС а также интерпретация материалов ГИС по скважинам №12 и №16 Южно-Луговской площади приводят к заключению что разрывы 5 и 6 для залежи IX горизонта не имеют экранирующего действия. То есть в целом газовая залежь IX горизонта в присводовой области Южно-Луговской складки является пластовой сводовой с осложнением разрывами ее строения на северном и южном периклинальных окончаниях залежи.
НГГ залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается - согласно интерпретации данных ГИС по скважине №16 Южно-Луговской – на отметке -1050 м.
При этом в пределах Центрального блока наличие залежи предполагается только согласно структурным построениям и здесь она относится к резервуару с запасами категории С2. В пределах Северного блока – это залежь с запасами категории С1. Северное периклинальное окончание залежи отнесено к резервуару с запасами категории С2.
Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скважины №13 Южно-Луговской (в последующем – скважины №14 Южно-Луговской). При подъеме инструмента с глубины 950 м (средняя часть разреза VII горизонта) был допущен неуправляемый выброс газа с его возгоранием. Скважина была потушена и авария ликвидирована через пять месяцев в результате закачивания в нее утяжеленного глинистого и цементного растворов из второго ствола через коллектор III горизонта путем его гидроразрыва. Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь VII горизонта – с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это пластовая сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5.
НГГ залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -947 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС; то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - это «водоплавающая» сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5.
НГГ залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется – согласно интерпретации данных ГИС – на отметке -807 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС. По структурным построениям – это пластовая сводовая залежь ограниченная на севере разрывом 5; по состоянию изученности ее запасы отнесены к категории С2.
НГГ залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется – согласно интерпретации данных ГИС – на отметке -780 м.
Газоносность этого самого верхнего в пределах рассматриваемой площади номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины №13 Южно-Луговской - фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это «водоплавающая» сводовая залежь.
НГГ залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -669 м.
5 Физико-химические свойства и состав свободного газа
Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов.
Относительная плотность газа изменяется от 0.5771 до 0.6010. В составе газов основным компонентом является метан содержание которого колеблется в пределах 90.40–94.64%. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1.23% об. Гомологи метана представлены: этаном – 0.06-1.04% пропаном – 0-0.18% бутанами – 0-0.09% и пентанами – 0-0.02%. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12.
В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах от 5.07 до 9.41%. Азот является преобладающим компонентом на долю которого приходится до 9.01% содержание углекислого газа составляет 0-1.16%. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0.001-0.012% водорода 0.001-0.027%.
Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно от 0.87 (IX пласт) до 0.88 (XIIIб пласт) объемный коэффициент снижается соответственно с 0.0086 до 0.0070.
В целом по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана и повышенное содержание азота.
Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (Старобинец И. С.) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН4 >75% С2Н6+в 25%) азотный (N2 = 5-15%) низкоуглекислый (СО2 2%) низкогелеевый (He 0.1%). Сероводород в газах отсутствует.
Вследствие повышенного содержания азота теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет Qв=33640 – 35280 кДжм3 Qн=30300 - 31780 кДжм3. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами представляющими интерес для нефтехимической промышленности.
6 Текущее состояние разработки газовых залежей месторождения Южно-Луговское
Запасы газа по Южно-Луговскому месторождению утверждены Протоколом № 311 заседания ЦКЗ МПР РФ от 1 декабря 2003 года.
Начальные запасы газа составляют:
- по категории С1 – 1776 млн. м3;
- по категории С2 – 321 млн. м3.
На 1 января 2015 года накопленная добыча газа категории С1 составляет 298 млн. м3 и потери 10 млн. м3 по категории С2 (VII пласт Северный блок).
Остаточные запасы свободного газа на 1 января 2015 года составляют:
- по категории С1 – 1478 млн. м3
- по категории С2 – 311 млн. м3 8
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Устьевое оборудование газовых скважин
Как показывает опыт эксплуатации данного месторождения добываемый скважинами газ несет с собой жидкие и твердые примеси и для предупреждения осложнений в процессе дальнейшей разработки необходимо провести анализ и обоснование используемой техники и технологии добычи газа. Для этого фонд эксплуатационных скважин технологические показатели разработки и физико-химическая характеристика газа приняты на основе фактических показателей эксплуатации скважин. Анализируя результаты проведенных расчетов можно сделать вывод что существующая конструкция подъемного лифта на данном месторождении не обеспечивает минимально необходимую скорость подъема газа обеспечивающую вынос жидкости с забоя что может серьезно осложнить дальнейший процесс эксплуатации месторождения из-за постоянного присутствия жидкости на забое и в стволе скважин. Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо отметить глубину спуска подъемных труб относительно интервала перфорации.
Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80.
Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Устья скважин оборудованы стандартными фонтанными арматурами типа АФК 3-65×21 и АФК 2-65×21 по ГОСТ 13846-89 «Арматура фонтанная и нагнетательная». Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.
Обвязка скважины предусматривает возможность аварийного отключения скважины при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или потери шлейфом пропускной способности при закупорке гидратами что исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважин перед ремонтом в 100 м от устья на шлейфах установлен специальный крановый узел с задвижкой для подключения задавочного агрегата.
Скважины оборудованы продувочной линией и свечой. На устье продувочная линия имеет две задвижки - рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащен фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины. Согласно сложившейся практике обустройства газовых скважин продувочная свеча выполнена с небольшим уклоном к горизонту и выводится в амбар.
Обустройство новой скважины рекомендуется проводить по аналогии с уже эксплуатируемыми скважинами. До установки на устье скважины фонтанная арматура должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление предусмотренное в паспорте. После установки фонтанной арматуры на устье производится повторная опрессовка на давление допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.
Обвязка елки выполняется бесшовными трубами 89×6 ГОСТ 8732-78.
2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин
Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок) то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы выносимые из пласта способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования образованию пробок подземным обвалам и т.д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента меньшего чем допустимое его значение созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.
Большой проблемой эксплуатации любых газовых скважин является гидратообразование. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины газопроводы сепараторы нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.
Из-за присутствия в газе углекислого газа (03-44%) возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации агрессивных компонентов в газе давления и температуры среды скорости потока минерализации воды применяемого материала оборудования. При заданном оборудовании ствола скважины наиболее опасным участком на котором возможна коррозия является устье.
Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину. Некоторые залежи эксплуатируются при упруговодонапорном режиме. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает завершающий период разработки характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника. Так как при этом приток воды продолжается то скважина захлестывается водой и прекращает работу. Наступает «самоглушение» скважины водой.
3 Причины гидратообразования
При отборе газа из пласта сопровождающемся понижением его температуры и давления происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан этан пропан бутаны) взаимодействуя с водой способны образовывать твердые кристаллический вещества называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6-7 молекул воды например CH4 6 C2H6 7H2O.
По внешнему виду гидраты напоминают рыхлый снег с желтоватым оттенком или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.
Образование гидратов происходит при повышенных давлениях низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.
В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической (см. таблицу 3).
Таблица 3 – Температуры гидратообразования
В настоящее время существует несколько методов определения давления и температуры начала гидратообразования: графический аналитический графоаналитический и экспериментальный.
Рассмотрим более подробно графический метод а также опишем способ расчета условий начала гидратообразования для многокомпонентных газов с использованием констант равновесия; остальные же достаточно хорошо изложены в литературе 2 3.
При необходимости получить ориентировочные данные для определения условий начала образования гидратов используется графический метод. При этом для смесей газов не содержащих H2S используются кривыми приведенными на рисунке 3 слева.
Для отдельных наиболее распространенных компонентов равновесные кривые приведены на рисунке 3 справа.
По результатам непосредственных измерений строятся аналогичные кривые для природных газов различного состава.
Рисунок 3 – Условия начала гидратообразования природных газов
Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице система термодинамически равновесная если больше единицы – существуют условия для образования гидратов при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.
Рассмотренный метод расчета равновесных условий образования гидратов смесей газов с использованием констант равновесия отдельных компонентов дает ошибки до 30% особенно при высоком содержании тяжелых и кислых газов. Ошибка возрастает с повышением давления когда увеличивается взаимовлияние различных газов на численную величину константы равновесия отдельных компонентов входящих в смесь газов. 1
4 Методы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратов
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины газопроводы сепараторы нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто в следствие образования гидратов выходят из строя штуцеры и регуляторы давления дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования особенно при низких температурах окружающей среды.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: а) предупреждение образования гидратов; б) ликвидация образовавшихся гидратов.
Образование гидратов в скважинах предотвращают следующими методами:
а) установлением соответствующего технологического режима работы скважины;
б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины антигидратных ингибиторов;
в) применением футерованных насосно-компрессорных (подъемных) труб;
г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;
д) путем устранения причин вызывающих пульсацию газа в скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.
Предупреждение образования гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин а также на различных участках узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных условий следующими методами применяемыми как самостоятельно так и комплексно:
а) обогревом отдельных узлов и участков;
б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола раствора хлористого кальция диэтиленгликоля и др.);
в) устранением резких перепадов давления которые вызывают снижение температуры газа ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;
г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;
д) регулярной продувкой газопроводов от окалины грязи и т.п. в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.
Рассмотрим некоторые способы ликвидации и предотвращения образования гидратов и льда.
Ввод метанола в газовый поток
Этот способ получил наибольшее распространение на газовых промыслах. В газовый поток вводят метанол т.е. метиловый спирт (CH3OH) являющийся понизителем точки замерзания. Метанол вместе с парами воды насыщающей газ образует спиртоводные растворы температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров содержащихся в газе при этом уменьшается точка росы понижается и следовательно опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Однако нужно иметь ввиду что метанол растворяется в воде. Если в газопроводе имеется вода метанол растворяется в ней целиком и становится уже менее эффективным.
Метанол вводится в газовый поток по схеме представленной на рисунке 4. Его периодически подают в бачок 1 высокого давления из емкости 3 ручным насосом 2. Из бачка 1 метанол выпускается по трубке под собственным давлением малыми дозами (каплями) при помощи регулировочного вентиля 4. Для выравнивания давления в бачке к нему в верхней части подключена трубка 5.
Рисунок 4 – Установка для ввода метанола в газопровод
Применение метанола для ликвидации и предупреждения образования гидратов имеет ряд существенных недостатков. Метанол является сильным ядом вызывающим отравление не только при попадании внутрь организма но и при вдыхании его паров.
Метанол в рабочий бачок закачивается ручным насосом на что оператор расходует много времени.
Применение метанола связано с удорожанием себестоимости газа.
Подогревать газ можно огневым способом м путем теплообмена с горячей водой паром или дымовыми газами. Огневой подогрев нерационален так как приводит к порче изоляции трубопроводов арматуры и аппаратуры и опасен в пожарном отношении поэтому таким способом пользуются редко а подогревают газ горячей водой или паром в теплообменниках различной конструкции.
Этот способ применяется только для предотвращения образования гидратов и льда. Для осушки газа применяют специальные реагенты-осушители которые поглощают из газа часть влаги вследствие чего уменьшается содержание влаги в нем и понижается его точка росы. На газовых скважинах этот способ не применяют; его используют обычно для осушки значительных количеств газа на головных станциях магистральных газопроводов.
Резкое снижения давления
Резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов которые затем выносятся из газопроводов и аппаратуры продувкой через отводы в атмосферу. Этот способ является аварийным так как связан с нарушением установленного режима скважины. 5
5 Расчет пластовых давлений
На месторождении Южно-Луговское для нейтрализации гидратов используют метанол. Для расчета количества метанола достаточного для нейтрализации влаги в шлейфе и НКТ необходимо знать величины пластовых давлений по всем скважинам. Проведем расчет.
Известны следующие параметры:
- плотность газа ρг кгм3;
- глубина скважины Н м;
- давление на устье скважины Ру МПа;
- давление на забое скважины Рз МПа;
- температура на устье скважины Ту °C;
- температура на забое скважины Тз °C.
Значения вышеприведенных параметров указаны в таблице 4.
Таблица 4 – Исходные данные для расчета пластовых давлений
Продолжение таблицы 4
Для определения давления в газовой скважине воспользуемся формулой барометрического нивелирования Лапласа-Бабине:
где Pпл – пластовое давление;
Pу – устьевое давление;
s – коэффициент Лапласа-Бабине.
Коэффициент Лапласа-Бабине находится по формуле:
где ρ – относительная плотность газа по воздуху кгм3;
H – глубина скважины м;
Tср – средняя температура по стволу скважины K;
zср – коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине.
Относительная плотность газа по воздуху находится следующим образом:
где ρг – плотность газа кгм3;
ρв – плотность воздуха кгм3.
Средняя температура по стволу скважины определяется следующим образом:
где Tз – температура на забое скважины К;
Tу – температура на устье скважины К.
Среднее давление в скважине находим по выражению:
Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:
где Рср – среднее давление в скважине МПа.
Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:
) по формуле (4) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср;
полагаем что Рз=Рз'=Ру;
) по формуле (5) вычисляем среднее давление Рср в скважине;
) по формуле (6) вычисляем среднее значение коэффициента сжимаемости zср;
) по формуле (2) вычисляем соответственно S или е2S;
) по формуле (1) определяем искомое значение забойного давления Рз".
По завершении расчетов проверяем неравенство вида:
Если неравенство (7) выполняется то расчёты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершёнными.
В случае невыполнения неравенства (7) по формуле (5) вычисляем новое значение Рср подставим в неё вместо Рз'' затем по формуле (6) вычисляем новое значение zср далее по формуле вычисляем соответственно s и затем по формуле (1) вычисляем Рпл.
Проверяем неравенство вида:
и так далее. Расчёт считается завершённым в случае выполнения неравенства:
где i – номер итерации.
Расчет произведен с помощью таблиц Excel. Результаты приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Расчет пластовых давлений
6 Расчет расхода метанола для нейтрализации гидратов
Расчет расхода метанола в шлейфах скважин производится при известных параметрах:
- суточный объем газа Q тыс. м3сут
- начальное и конечное давление в газопроводе Р1 и Р2 МПа;
- начальная и конечная температура t1 и t2 ;
- концентрация свежего метанола C1 % масс.
Значения параметров приведены вместе с результатами расчетов в таблицах 4-7 за исключением С1 – везде принято значение 96 9.
Определяем равновесную температуру гидратообразования по формуле:
Находим величину снижения равновесной температуры по формуле:
Концентрация метанола в водном растворе обеспечивающая заданное снижение температуры определяется по формуле:
где М – молекулярная масса ингибитора (для метанола – 32);
К - коэффициент для ингибитора (для метанола – 1220).
Надежный безгидратный режим шлейфа достигается при концентрации метанола в 1.15 1.2 раза выше по сравнению с теоретической:
Количество воды в жидкой фазе определяется по формуле:
где Wн и Wк – влагосодержание газа в начальной и конечной точках системы соответственно кг1000м3.
Влагосодержание газа может определятся по уравнению:
где Р – давление в расчетной точке МПа;
По графику (рисунок 5) определяется количество метанола (Мо) растворяющееся в газе в системе «газ-метанол» при данных термобарических условиях.
Рисунок 5 – Содержание метанола (в %) в газе необходимое для разложения гидратов при различных давлениях и температурах.
Равновесное содержание метанола в газовой фазе контактирующей с водометанольным раствором определяется из выражения:
Количество метанола необходимого для насыщения жидкой фазы (gж) рассчитывается по уравнению:
Удельный расход метанола G для предупреждения гидратообразования определяется по формуле:
Количество подачи метанола на устье скважины определяется по формуле:
где Q – дебит газа скважины тыс.м3сут.
В соответствии с параметрами газопроводов-шлейфов (давлением и температурой на устье скважины дебитом скважины а также давлением и температурой в конце шлейфа) был произведен расчет расхода метанола по каждому шлейфу с использованием выше приведенных формул и электронных расчетных таблиц Excel.
При выборе технологии борьбы с гидратами нужно руководствоваться двумя вариантами:
- 1 вариант – транспорт газа без редуцирования давления на устье;
- 2 вариант – транспорт газа с редуцированием давления на устье.
В двух вариантах процесс кристаллообразования будет происходить в НКТ поэтому рекомендуется осуществлять ввод метанола в затрубное пространство по какому бы из двух вариантов не осуществлялся транспорт газа на УПГ. В качестве средства борьбы с гидратами выбран метод дозированной подачи метанола как наиболее зарекомендовавший себя при добыче газа на северном Сахалине. А при ликвидации гидратов в стволе скважины — это средство борьбы является наиболее надежным. Применение же подогревателей по трассе шлейфа для разогрева газа выше температуры гидратообразования лишает возможности проведения на УПГ осушки газа от влаги методом НТС (низкотемпературной сепарации). Использование гликолевой осушки газа намного дороже чем применение НТС с использованием при транспорте метанола.
Транспорт газа без редуцирования давления на устье
Транспорт газа по шлейфу по первому варианту будет проходить в режиме гидратообразований. Результаты расчетов приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Расчет расхода метанола при первом варианте борьбы от пласта до УПГ
Как видно при редуцировании давления на УПГ конденсации влаги из газа не будет по той причине что происходит обратный процесс-насыщение газа влагой поэтому после штуцера влагосодержание выше чем до штуцера.
Таким образом по первому варианту на нейтрализацию выделившейся влаги потребуется метанол в количестве 228 кгсут.
Конденсации влаги из газа после штуцера не будет по той причине что происходит обратный процесс-насыщение газа влагой поэтому после штуцера влагосодержание выше чем до штуцера. Результаты расчетов приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Расчет расхода метанола при первом варианте борьбы при редуцировании на УПГ
Транспорт газа с редуцированием давления на устье
Метанол по второму варианту транспорта потребуется только на нейтрализацию влаги конденсирующейся в стволе скважины.
Таким образом по второму варианту на нейтрализацию выделяющейся воды потребуется метанол в количестве 160 кгсут. Результаты расчетов приведены в таблице 8.
Таблица 8 – Расчет расхода метанола при втором варианте борьбы в НКТ
Продолжение таблицы 8
Расход количества метанола после штуцера будет равен 0 так как будет происходить процесс насыщения влагой газа. Результаты расчетов приведены в таблице 9.
Таблица 9 – Расход расхода метанола при втором варианте борьбы при редуцировании
Затраты метанола на транспорт газа от скважины до УПГ по второму варианту на 68 кгсут меньше однако при установке штуцера на фонтанной арматуре обслуживающей персонал лишается возможности оперативно регулировать отбор газа со скважины так как она находится на значительном удалении от УПГ.
Выбор технологии борьбы с гидратами
Исходя из удобства обслуживания штуцера на УПГ и по причине неизбежной подачи метанола в затрубное пространство для обоих вариантов реализуется фактически первый вариант транспорта газа на УПГ.
Ввод метанола на устье скважины рекомендуется производить через метанольницу изготавливаемую из кислородного баллона оборудованного надлежащей переключающей арматурой. Обвязка скважины предусматривает возможность подачи метанола как в затрубное пространство так и в шлейф. Подача метанола может осуществляться либо борбатированием за счет силы гравитации жидкости для чего давление в метанольнице выравнивается с давлением в трубном пространстве либо простым передавливанием для чего в метанольнице из затрубного пространства подается избыточное давление.
Метанол который подается в затрубное пространство стекает на забой и захватывается газом в депрессионной зоне у башмака лифтовых труб а затем вместе с газом поступает в шлейф.
Исходя из того что в метанол вводят в продукцию только в зимне-весенний сезон (декабрь-апрель) т.е. 152 календарных дня выходит что при применении первого метода за год расходуется 34.7 тонн метанола в год.
Рекомендуется же применять второй метод транспорта газа с редуцированием давления на устье скважины до УПГ. Тогда расход уменьшится до 24.3 тонн в год.
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Организация работ по обслуживанию и эксплуатации газовых скважин
Особенности процесса добычи газа создающие опасность для обслуживающего персонала обусловлены:
- необходимостью обслуживания оборудования (фонтанной арматуры се-параторов и пр.) находящегося в процессе эксплуатации под высоким давлением;
- необходимостью работы во взрывоопасных помещениях;
- выделением из газа и газоконденсата различных компонентов представля-ющих опасность отравления людей а при определенных условиях и опасность взрыва и пожара;
- применением вредных и ядовитых веществ (например метанол);
- необходимостью проведения газоопасных работ то есть работ в загазован-ной среде или при которых возможен выход газа из газопроводов и аппаратов.
К газоопасным работам относятся ввод в эксплуатацию газопроводов аппаратов и т.п.; присоединение вновь смонтированных газопроводов к действующим - наружным и находящимся в помещениях (врезка под газом); ремонт действующих газопроводов (без отключения их от газа); осмотр и проветривание колодцев; продувка газопроводов и скважин; ввод в газопровод метанола для удаления гидратов и др.
Для исключения опасных моментов обустройство объектов осуществляется со всеми требованиями техники безопасности противопожарной техники санитарных норм строительных норм и правил. Территория объектов участков и площадок вокруг скважин должна содержаться в чистоте и порядке. Загрязненность территории конденсатом глинистым раствором затопление сточными водами захламленность и загроможденность различным оборудованием и материалами являются нарушениями требований безопасности и могут приводить к несчастным случаям. Заброшенные колодцы должны быть засыпаны. Все резервуары и амбары должны быть ограждены или перекрыты. Дороги переходы должны всегда находиться в исправности. Сепараторы установленные вне помещения должны освещаться прожекторами или светильниками в взрывозащищенном исполнении а вне взрывоопасной зоны допускается применение светильников в пыленепроницаемом исполнении. Во взрывоопасных помещениях должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влияния газов на работающих исключению возможности образования взрывоопасных смесей газа с воздухом и появлению источников пламени искр.
В помещениях где возможно выделение газа запрещается хранение смазочных масел обтирочных и других горючих материалов.
Для курения должны быть выделены специальные места.
Содержание газов в воздухе определяют с помощью газоанализаторов и индикаторов типов МВ-2 ВЗГ СГГ-2 и др.
При эксплуатации газовой скважины нужно следить за межколонными давлениями газа. Если в процессе эксплуатации давление в кольце начнет повышаться что указывает на нарушение герметичности колонны то скважину надо немедленно заглушить и принять меры к ремонту колонны.
На промыслах еще применяются контрольно-измерительные приборы с ртутным заполнением. Выделяющиеся ртутные пары вредно влияют на человека вызывают острое я хроническое отравление. Пары ртути без запаха и вкуса и обнаруживаются только аналитическим путем. Предельно допустимая концентрация паров ртути в воздухе помещений 001 мгм3. Разлитая ртуть должна быть собрана а в помещении нужно произвести санитарную очистку.
2 Требования безопасности и охраны окружающей среды при использовании метанольных установок
Метанол (метиловый спирт) применяемый для борьбы с гидратообразованием является сильным ядом. Он действует преимущественно на нервную и сосудистую системы поражает слизистые оболочки дыхательных путей. Особенно сильно он действует на зрительный нерв и сетчатку глаза. Отравление метанолом возможно не только при попадании внутрь (тяжелое отравление ведущее к слепоте и даже к смерти вызывают 10 - 15 г метанола) но и при вдыхании паров и проникновении через кожу. Предельно допустимая концентрация метанола в воздухе производственных помещений не более 50 мгм3. К тому же метанол легко воспламеняется. К работе с метанолом допускаются лишь лица прошедшие инструктаж.
На емкостях с метанолом (метанольная установка тара) должны быть надписи «Яд» «Огнеопасно» а также знак установленный для ядовитых веществ.
Использование метанола на газопромысловых объектах
В начале метанолопровода должен устанавливаться предохранительный клапан на максимально возможные рабочие давления и пропускную способность. С целью предотвращения отравления местности при разрывах метанолопровода необходима дополнительная установка обратных клапанов и задвижек на участках подъема трассы для предотвращения опорожнения метанолопровода.
Трасса метанолопровода обозначается реперными знаками. О ее прохождении должны быть поставлены в известность местные органы власти под роспись. Обход трассы метанолопровода должен производиться двумя обходчиками оснащенными соответствующими противогазами специальной одеждой и газоанализатором УГ-2.
При любом виде работ вблизи метанолопровода работающие должны пройти дополнительный инструктаж с записью в журнале. Запрещается производить строительные работы складировать материалы устраивать стоянки автомашин на расстоянии менее 20 м от метанолопровода без согласования с организацией эксплуатирующей метанолопровод и получения наряда-допуска. Метанолопровод должен иметь катодную защиту.
До заливки метанола в метанольную установку необходимо проверить герметичность и исправность её узлов фланцевых соединений и др. повреждения в метанольной установке должны немедленно устраняться.
Емкость метанольной установки следует заполнять медленно исключая её перелив при сливе-наливе необходимо использовать герметичные шланги. Метанол налитый в метанольную установку должен быть без остатка слит в газопровод запрещается оставлять метанол в емкости метанольной установки за исключением метанольниц непрерывного действия.
В случае аварийного пролива метанола необходимо немедленно принять все меры с целью предотвращения попадания метанола в почву:
- засыпать место разлива опилками или песком которые затем собрать в герметичный контейнер если потребуется снять слой земли;
- содержимое контейнера необходимо вывезти в безопасное в пожарном отношении место и сжечь или утилизировать другим способом.
В зависимости от технологических условий ввод метанола должен осуществляться по закрытой системе стационарными дозировочными насосами стационарными метанольницами или передвижными насосными установками. В тех случаях когда дозировочные насосы установлены в помещении последнее должно иметь легко смываемые водой полы из непроницаемого для метанола материала с уклонами и стоками. В помещении должны иметься естественная и принудительная приточно-вытяжная вентиляция гидранты дежурные защитные средство (противогазы марки «А» резиновые сапоги перчатки и фартуки) а также первичный противопожарный инвентарь. Двери в помещениях насосных должны пломбироваться.
Метанольные емкости при метанольных установках и дозировочных насосах должны герметично закрываться и иметь герметичную обвязку. Все заглушки и фланцевые соединения на емкостях и обвязке должны быть опломбированы и защищены от свободного к ним доступа.
По окончании закачки метанола применяющаяся насосная установка и присоединительные коммуникации должны быть промыты водой в двукратном объеме.
Ремонт трубопроводов дозировочных насосов аппаратуры используемых при работе с метанолом может производиться только после их полного опорожнения и промывки.
Требования к конструкции ОПР
Конструкция блоков подачи реагента (метанола) и элементов линии подачи выполнена согласно «Технического регламента о безопасности машин и оборудования» утвержденного постановлением правительства РФ №753 от 15.09.2009 г. Блоки БПМ должны соответствовать требованиям ОСТ 26.260.18-2004 «Блоки технологические для газовой и нефтяной промышленности. Общие технические условия».
Блоки БПМ должны быть разделены на секцию технологического оборудования и секцию КИП и ЭО герметичными перегородками. Корпуса (оболочки) секций КИП и ЭО всех вариантов блоков должны соответствовать степени защиты IР44 а корпуса (оболочки) электрощитов размещенные в указанных секции должны отвечать требованиям степени защиты IР54 по ГОСТ 14254-96.
Все электрооборудование установленное в технологических секциях БПМ должно быть по уровню взрывозащищенности не менее чем взрывозащита вида «е» (электрооборудование повышенной надежности против взрыва) иметь сертификаты и соответствующую маркировку.
Для обеспечения вытяжки из технологических секций БПМ газовоздушных смесей (паров) должны применяться вентиляторы во взрывозащищенном исполнении. Блоки БПМ перед вводом в эксплуатацию должны быть оборудованы предприятием-изготовителем сигнализаторами взрывоопасных концентраций газовоздушной смеси (паров) которые формируют (выдают) предупреждающие и аварийный сигналы. При этом система блокировок и сигнализации в случае формирования предупреждающего сигнала должна включать вентилятор а в случае формирования аварийного сигнала - отключить электропитание насоса - дозатора. Блок БПМ дополнительно должен быть оборудован автоматической пожарной сигнализацией и системой пожаротушения.
Охрана окружающей среды
В производствах где применяется метанол должен осуществляться систематический контроль за состоянием воздушной среды. Остатки химических реагентов необходимо собирать и доставлять в специально отведенное место оборудованное для утилизации или уничтожения.
При нормальном технологическом режиме и при кратковременных нарушениях работы комплект оборудования не должен загрязнять выбросами вредных веществ окружающую среду (воздух воду почву) выше норм установленных в нормативных документах.
3 Мероприятия по смягчению возможных неблагоприятных воздействий
Охрана недр в процессе разработки месторождений на первое место ставит задачу оптимального отбора газа и конденсата а также защиты верхних водоносных горизонтов от загрязнения. С этой целью в проектах разработки месторождений отражается комплекс мероприятий регламентирующих порядок и периодичность систематического контроля за процессом эксплуатации. Качественная изоляция проницаемых пластов в затрубном пространстве позволяет устранять возможность перетоков газа из одного объекта в другой или атмосферу предотвращает ухудшение свойств коллекторов. Основной метод разобщения пластов в настоящее время - цементирование заколонного пространства скважин. Работа добывающих скважин должна вестись на установленных технологических режимах обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.
Очень важное значение с точки зрения охраны недр имеет контроль за состоянием разработки месторождений особенно за продвижением контуров водогазоносности пластовым давлением гидродинамической связью между пластами.
Для аварийного или планового задавливания скважин перед капремонтом предусматривается установка на шлейфах в 100 м от устья специального кранового узла с задвижкой для подключения задавочного агрегата и арматурой для подсоединения путевого подогревателя в режиме работы УПГ методом гликолевой осушки.
Газ при опробовании скважины подается на факельную установку для сжигания. Сброс воды от гидроиспытаний производится после отстоя в специальном котловане.
Метанольная вода гидраты и конденсат выжигаются в земляном котловане. Розжиг осуществляется ракетницей.
Для отводов ливневых стоков с площадки УПГ предусматривается ливневая канализация.
Для сбора утечек с сальников дозаторных насосов предусматривается специальный разборный защитный кожух с которого жидкость поступает по сборному коллектору в тарированный бачок опорожняющийся по мере накопления в одну из напорных линий.
Отвод сточных вод от здания бытовых помещений УПГ предусматривается в наружную сеть хозбытовой канализации с отводом в водонепроницаемый выгреб туалета площадки установки.
4 Показатели добычи газа
За 2014 год суммарная добыча предприятия на Южно-Луговском месторождении составляет 29269 тыс. м3 газа.
- поставка газа промышленным потребителям – 25615 тыс. м3;
- поставка газа населению – 4134 тыс. м3;
- газ на собственные нужды и технологические потери – 480 тыс. м3.
5 Расчет экономической эффективности борьбы с гидратами с редуцированием давления на устье и без него
Расчет экономического эффекта от применения технологии борьбы с гидратами с редуцированием на устье.
- стоимость тонны метанола См – 28 тыс. руб.;
- количество метанола для транспорта газа без редуцирования давления на устье Мбр – 34.7 тонн;
- количество метанола для транспорта газа с редуцированием давления на устье Мр – 34.7 тонн;
- стоимость аренды агрегата для заправки метанольных емкостей Са – 2 тыс. руб.ч;
- объем метанольной емкости Vе – 0.033 м3;
- плотность метанола ρм – 791.8 кгм3.
Расчет экономического эффекта выполняется по следующей формуле:
где Рбр – суммарные расходы на транспорт газа без редуцирования на устье;
Рр – суммарные расходы на транспорт газа с редуцированием на устье.
Суммарные расходы (Рбр Рр) вычисляются путем сложения расходов на метанол и аренду агрегата для каждого метода транспорта газа:
Расходы на метанол определяются по следующей формуле:
В среднем на заправочном агрегате можно заправить в час две метанольных емкости. Представим объем заправки за час формулой:
Выполняем расчет общего времени работы данного агрегата по следующей формуле:
где Vмз – это объем метанола для заправки рассчитываемый по формуле:
Расходы на аренду агрегата рассчитывается по формуле:
Так как основные средства представлены арендованным имуществом то величиной амортизации будет является суммарная стоимость владения этим имуществом. В данном случае будет выполняться равенство:
Расчет выполнен с помощью программы Excel. Результаты вычислений приведены в таблице 10.
Таблица 10 – Расчет экономической эффективности
Расходы на метанол Рм
Объем заправки за 1 час Vч
Объем метанола для заправки Vмз
Общее время работы агрегата Та
Расходы на аренду агрегата Ра
Итого расходов Рбр Рр
Экономический эффект Э
Экономический эффект от использования транспорта газа с редуцированием давления на устье дало снижение затрат на метанол на 682.22 тыс. руб. что говорит об экономической эффективности предлагаемого метода.
В данной ВКР рассматривались критерии выбора метода для борьбы с гидратами и рентабельность его внедрения.
Выбор был остановлен на методе дозированной подачи метанола в скважину как наиболее зарекомендовавший себя при добыче газа на северном Сахалине. А при ликвидации гидратов в стволе скважины — это средство борьбы является наиболее надежным. Применение же подогревателей по трассе шлейфа для разогрева газа выше температуры гидратообразования лишает возможности проведения на УПГ осушки газа от влаги методом НТС (низкотемпературной сепарации). Использование гликолевой осушки газа намного дороже чем применение НТС с использованием при транспорте метанола.
Были выполнены расчеты расхода ингибитора по каждому шлейфу. В ходе расчетов было определено два варианта транспорта газа от скважины до УПГ – с редуцированием давления на устье и без него что позволило определить расходы на метанол.
Метанол вводят в продукцию только в зимне-весенний сезон (декабрь-апрель) т.е. 152 календарных дня. Из этого вытекает что при применении первого метода борьбы с гидратами без редуцирования на устье за год расходуется 34.7 тонн метанола в год. При применении второго метода транспорта газа с редуцированием давления на устье скважины расход уменьшится до 24.3 тонн в год.
Результаты расчетов организационно-экономической части показали что затраты метанола на транспорт газа от скважины до УПГ по второму варианту на 689.22 тыс. руб. меньше. Соответственно ссылаясь на существенную экономию рекомендуется внедрить схему транспорта газа с редуцированием давления на устье.
В 2015 году планируется снижение добычи и реализации природного газа в связи с закрытием 1-ой задвижки на распределительном газопроводе от ГРС с. Троицкое до ТЭЦ-1 г. Южно-Сахалинска в сентябре 2014 года. С 2016 года при условии строительства 4-х газовых скважин объемы увеличиваются с 26 до 34 млн. м3 в год и к 2017 году до 45 млн. м3 в год за счёт подключения новых потребителей которым выданы технически условия.
Бухгалтер Э. Б. Метанол и его использование в газовой промышленности — М.: Недра 1986. — 238 с.
Казак А. С. Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприводом — Л.: Гостоптехиздат 1961. — 315 с.
Макогон Ю. Ф. Гидраты природных газов — М.: Недра 1974. — 208 с.
Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти — М.: Недра 1989. — 245 с.
Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин — М.: Недра 1973. — 377 с.
Рассохин С. Г. Оператор по добыче нефти и газа — М.: Образовательно-издательский центр «Академия» 2002. — 544 с.
Акульшин А. И. Бойко В. С. Зарубин Ю. А. Дорошенко В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов — М.: Недра 1989 480 с.