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

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

Введение

Сахалинская область является одним из старейших нефтегазодобывающих районов нашей страны. До последнего времени Сахалин рассматривался как исключительно нефтеносный район, однако геолого-разведочными работами за последние годы здесь установлен ряд новых газоконденсатных месторождений и подтверждена высокая оценка перспектив недр в газоносном отношении. Одним из таких месторождений на юге о. Сахалина, открытое в 1974 году, является Южно-Луговское газоконденсатное месторождение.

Южно-Луговское месторождение в административном отношении находиться на территории Анивского района Сахалинской области.

С 1999 - 2001 гг. на Анивской группе были проведены дополнительные геологоразведочные работы по уточнению геологического строения. Пробурены три поиского-разведочные скважины на Южно-Луговском (в Золоторыбном блоке), параллельно на основе новой геолого-геофизической информации велось эксплуатационное бурение пяти скважин в Северном и Золоторыбном блоках. Первоначальные запасы газа по месторождению неоднократно пересматривались.

Разработка Южно-Луговского месторождения ведётся с 1993 г. Действующий фонд на 1.01.05 г. составил 9 скважин. Суммарная добыча газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составила 132 млн. м³. Разработка залежей ведется при газовом режиме. Месторождение будет эксплуатироваться 20 лет существующем фондом. В сентябре 2006 г. компания ООО «Анивагаз» вошла в состав «Схалинской нефтяной компании».

Основными задачами, решаемыми в проекте, являются:

уточнение запасов газовых залежей Южно-Луговского месторождения;

анализ текущего состояния разработки месторождения;

расчет основных технологических режимов разработки месторождения.

сравнение технологических и технико-экономических показателей вариантов разработки с целью обоснования выбора наиболее приемлемого варианта.

анализ проводимых мероприятий по предотвращению и борьбе с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин месторождения.

1. Геологическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о Южно-Луговского месторождении

Южно-Луговское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.

В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшими населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. (рисунок 1).

С районным центром месторождение соединяется автотодорогой. С юга на север вдоль восточной границы площади проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Имеются автодорожные мосты через р. Лютогу в г. Анива и вблизи пос. Петропавловское (в 3 км. к северу от месторождения Благовещенского). Через площадь, вдоль побережья Анивского залива проходит автодорога г. Анива - пос. Кириллово.

Рассматриваемая площадь расположена в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина - Лютоги.

Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением её западной границы, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Западным же ограничением является подножие восточных склонов Камышового хребта. В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. 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 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура плюс 4 - 5^о С.

Рисунок 1 Ситуационный план размещения объектов группы газовых месторождений Анивского района.

.2 Характеристика геологического строения

.2.1 Стратиграфия

Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба - верхнемелового и кайнозойского возрастов.

Мезозой (МZ)

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 четырёх километров.

Меловая система (К)

Верхнемеловые отложения (К₂) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.

Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки находиться 2 - 2,5 км.

Кайнозой (КZ)

Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:

нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;

миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.

Палеоген - неоген (P ₃ - N _1-2)

Олигоцен - нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой 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 - тёмно-серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники - тёмно-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 тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко - до крупнозернистых, крепкие; туфогенные.

Верхнемиоцен - плиоценовые (маруямская свита (N_1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления, отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N_1-2mr₁) и верхнемаруямскую (N_1-2mr₂).

Нижнемаруямская подсвита (N_1-2mr₁) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологический 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 фракций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 - 800м.

Верхнемаруямская подсвита (N_1-2mr₂) 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.

1.2.2 Тектоника

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 А (Приложение А). 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.

В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся, как отдельное месторождение, рисунок 3 А. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIII^б, XIII^а и XII^б.

Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XII^а 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 XII^а.

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.

.2.3 Газоносность

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, X^a, XI, XI-2, XII^а, XII^б, XII^б-1, XII^б-2, XIII^а, XIII^б пласты. Тип коллектора - поровый.

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.

Характеристика свободного газа в залежах приведена в таблице 1 Б (Приложение Б).

.3 Основные параметры горизонтов

На месторождении Южно-Луговское продуктивные отложения приурочены к нижнемаруямской подсвите, в разрезе которого выделяют 12 алеврито-песчаных горизонтов: с XIV по III (снизу вверх). Горизонты X, XI, XII, XIII в свою очередь подразделяются на пласты: X - X^a, X^б; XI - XI-1, XI-2; XII - XII^a, XII^б, XII^б-1, XII^б-2; XIII - XIII^a, XIII^б.

В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скв. №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIII^б, XIII^а, XII^б-2, XII^б-1 пласты и разделы между XII^б-1 и XII^б-2, XII^б-2 и XIII^а пластами.

Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIII^б, XIII^а, XII^б-2 и XII^б-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.

Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Лабораторное исследование включало: макроскопическое описание керна; гранулометрический анализ; определение абсолютной и эффективной газопроницаемости; открытой пористости методом насыщения керосином и моделью пластовой воды; объемной и минералогической плотности; остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом; параметра пористости при атмосферных условиях; открытой пористости, параметра пористости.

При исследовании керна не были проведены определения остаточной нефтенасыщенности для газоносных пород, что не позволило рассчитать эффективную пористость и начальную газонасыщенность. Практическое отсутствие исследований слабо сцементированных пород и пород слагающих флюидоупоры негативно сказалось на целостности характеристики описываемого разреза.

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор и неколлектор.

.3.1 Породы коллекторы

Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.

Обломочная часть пород коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Полевые шпаты в основном представлены плагиоклазами основного состава, в меньшей степени калиевыми полевыми шпатами. Среди обломков пород отмечаются яшмы, эффузивы, глинистые сланцы, кварциты. Присутствуют слюды, пирит, глауконит.

Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешанослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит - клиноптилолит.

Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 0,0017 до 0,037 мкм²), но наличие одного определения равного 0,46 мкм² и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешанослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.

Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.

Прямой зависимости между фильтрационно-емкостными свойствами пород и их седиментационными параметрами нет, что связано с не уплотненностью цемента и существенным содержанием в нем смешанослойного минерала иллит-смектит, с большим количеством набухающих слоев. По тем же причинам и присутствием в составе цемента опала-А и опала-КТ нет надежной зависимости между пористостью и проницаемостью коллекторов.

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов на основе исследований керна из скважин 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл (снизу вверх).

XIII^б пласт вскрыт на глубинах 1357 - 1451 м, общая толщина пласта изменяется от 17 до 23 м, эффективная - от 13,4 до 21,8 м, газонасыщенная - от 13,4 до 15 м. Керн отобран в скважине 7 Зл и 8 Зл.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, светло-серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,07 мм, содержание пелитовой фракции порядка 24 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,4 - 29,3 %, по керосину - 28,5 - 29,7 %, проницаемость - 0,00169 - 0,013 мкм².

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 17,5 - 20,6 %. Открытая пористость по пластовой воде - 27,3 - 28,7 %, по керосину - 26,8 - 30,7 %, проницаемость - 0,002 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XIII^а пласт вскрыт на глубинах 1334 - 1421 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 29 м, эффективная - от 16,6 до 25,8 м, газонасыщенная - от 6,3 до 16,6 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, тонкозернистые, от серых до темно-серых, слабо и средне сцементированные, с плохой и средней отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,08 мм, содержание пелитовой фракции 18,9 - 25,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 29,2 -32,5 %, по керосину - 25,3 - 28,0 %, проницаемость - 0,007 - 0,017 мкм².

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,7 - 22,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,1 - 29,3 %, по керосину - 25,8 - 27,4 %, проницаемость - 0,0017 - 0,0035 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные, отмечаются тонкие прослои песчаника. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-2 пласт вскрыт на глубинах 1306 - 1387 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 23 м, эффективная - от 4,6 до 8,9 м, газонасыщенная - от 2,7 до 8,9 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками и алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, разнозернистые, средне-тонко-мелкозернистые, серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,07 - 0,14 мм, содержание пелитовой фракции 14,5 - 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 23,8 - 31,6 %, по керосину - 23,8 - 28,0 %, проницаемость - 0,006 - 0,037 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-1 пласт вскрыт на глубинах 1293 - 1360 м, общая толщина пласта изменяется от 9 до 11 м, эффективная - от 1,2 до 8,1 м, газонасыщенная - от 1,9 до 8,1 м. Керн отобран в скважине 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, плохо отсортированной глинисто-алеврито-песчаной породой (хлидолитами), алевролитами и глинами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, серые, слабо сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 мм, содержание пелитовой фракции 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 28,2 %.

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 25,5 %, по керосину - 22,0 %, проницаемость - 0,0018 мкм².

Хлидолиты темно-серые, средне сцементированные, содержание пелитовой фракции 25,4 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 27,0 %, проницаемость - 0,0009 мкм².

Алевролиты серые, темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

Глины темно-серые, слабо уплотненная. Петрофизические свойства глины не изучались.

.3.2 Нижние пределы коллекторских свойств

Нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, расчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 0,001 мкм²; глинистость - 33 %, остаточная водонасыщенность - 82,5 %.

Нижний предел проницаемости равный 1 мкм² характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для одновозрастных продуктивных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным, из-за не достаточности исходного материала.

1.4 Физико-химические свойства и состав свободного газа

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО «Востокгеология» проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.

Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно ГОСТа, 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 %. 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 > С₅Н_12.

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 (XIII^б 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 (И.С.Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН₄ >75 %, С₂Н_6+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 Q_в = 33640 - 35280 кДж/м³, Q_н = 30300 - 31780 кДж/м³. 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.

.5 Запасы свободного газа

Запасы свободного газа по Южно-Луговскому месторождению от 1.12.03 года.

Начальные запасы газа составляют:

по категории С₁ - 1776 млн. м³

по категории С₂ - 321 млн. м³

На 1.01.05 года накопленная добыча газа категории С₁ составляет 122 млн. м³ и потери 10 млн. м³ по категории С₂ (VII пласт Северный блок).

Остаточные запасы свободного газа на 1.01.05 года составляют:

по категории С₁ - 1654 млн. м³

по категории С₂ - 311 млн. м³

2 Техническая часть

.1 Анализ конструкции скважин

.1.1 Наземное устьевое оборудования газовых скважин

В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматура предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846 - 84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рисунок 4) типовых схем фонтанной арматуры: четыре - тройниковые, две - крестовые.

По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.

По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:

а) нормальное (температура рабочей среды от - 40 до + 120° С);

б) коррозионно-стойкое: углекислотостойкое K₁ (объемная доля CO₂ не более 6 %); сероводородостойкое К₂ (объемная доля CO₂ и H₂S не более 6 % каждого компонента); сероводородостойкое К₃ (объемная доля CO₂ и H₂S свыше 10 %, но не более 26 % каждого компонента);

в) термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120° С);

г) хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже - 40° С).

Рисунок 4 Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насосно-компрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.

Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств, для спуска глубинных приборов и оборудования.

Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одно или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.

При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой - по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое - рабочее.

В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.

Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов.

С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры - пробковый кран с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.

Фонтанная арматура с прямоточными задвижками, служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.

В арматуре, рассчитанной на условное давление 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика - на муфте. В арматуре с рабочим давлением 70 МПа и условным диаметром 50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры - на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.

Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины.

Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы: проходные пробковые краны с условным диаметром 65 мм и рабочим давлением 14 МПа и уплотнительной смазкой; прямоточные задвижки с условным диаметром, равным 65; 80; 100 и 150 мм, устьевым давлением, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением; прямоточные задвижки с условным диаметром 50 мм и 80 мм, рабочим давлением 70 МПа с двухпластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций. В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации фонтанную арматуру.

Колонные головки изготовляют двух типов: однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну; двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески представляют собой три - шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - то же, но с использованием резьбовых соединений.

Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов: ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб; ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб. Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижнюю колонную головку, присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам: с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой. Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.

Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвеской обсадных колонн изготовляют на рабочее давление 14 МПа; колонные головки типа ОКК с клиньевыми подвесками изготовляют на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа.

Фланцевые катушки, предназначенные для соединения составных единиц устьевого оборудования, выпускают на рабочее давление 14 - 70 МПа и условный диаметр 80 - 520 мм двух видов: с фланцами одинаковых присоединительных размеров; с фланцами различных присоединительных размеров.

Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок и рассчитаны на рабочее давление 14 - 35 МПа. Их поставляют в виде отдельных узлов. Предусмотрено изготовление унифицированных манифольдных узлов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые проходные литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. Режим эксплуатации скважины регулируют штуцерами в комплекте с манифольдом. В комплект может входить предохранительный клапан однократного действия с разрывными чугунными пластинами, рассчитанными на рабочее давление 16 МПа.

Приспособления для смены задвижек под давлением изготовляют на рабочее давление 21 и 70 МПа. Они предназначены для смены и установки запорных устройств с условным диаметром 50 и 65 мм на боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры и боковых отводах колонных головок.

Запорные и регулирующие устройства (задвижки, штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин, используют также в промысловых установках подготовки газа.

.1.2 Подземное оборудование скважин

К подземному оборудованию скважин относятся насосно-компрессорные трубы и комплекс скважинного оборудования (типа КПГ или КСГ).

Для эксплуатации газовых (и нефтяных) скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы 6 групп прочности. ГОСТ 633 - 80 предусматривает изготовление труб по точности и качеству двух исполнений: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклонениями ± 5 %. Трубы всех типов исполнения Б изготавливают двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м. По требованию потребителя трубы исполнения Б до группы прочности Е включительно изготавливаются с термоупрочнёнными концами. Типы и основные параметры насосно-компрессорных труб приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Типы насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 - 80

Комплекс скважинного оборудования предназначен для автоматического закрытия скважины в случае разгерметизации устья скважины и фонтанных труб и аварийном увеличении дебита скважины. В комплекс входят пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и приспособления, а также инструмент для спуска и установки скважинного оборудования.

Промышленность выпускает скважинное оборудование типов КПГ (комплекс подземный газовый) и КСГ (комплекс скважинный газовый).

Комплекс скважинного оборудования типа КПГ поставляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении для газовых месторождений, в газе которых содержится до 6 % двуокиси углерода (исполнение К₁), до 6 % двуокиси углерода и до 6 % сероводорода (исполнение К₂).

Условные обозначения модификации КПГ-89-35-145К2: КПГ - комплекс подземный глубинный для фонтанных труб с условным диаметром 89 мм на рабочее давление 35 МПа с диаметром пакера 145 мм; К₂ - коррозионно-стойкое исполнение при содержании СО₂ и H₂S до 6 % каждого.

Тип КСГ предназначается для сверхглубоких скважин с гидростатическим и аномальным пластовым давлением. Изготовляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении.

Пакер предназначен для герметизации межтрубного пространства эксплуатационной колонны и фонтанных труб от внутренней полости фонтанных труб. В комплекс входят пакеры типа ПД-ЯГ (в тип КСГ), 2ПД-ЯГ и ЗПД-ЯГ (в тип КПГ). Условные обозначения пакеров: цифра перед буквами - модель пакера; П - пакер; Д - воспринимаемый перепад давления как сверху вниз, так и снизу вверх; Я - фиксируется отдельным устройством; Г - гидравлическая посадка.

Клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного отверстия при увеличении дебита газовой скважины выше установленного. Клапаны-отсекатели спускаются в скважину при помощи канатной техники вместе с уравнительным клапаном типа КУМ (клапан уравнительный с механическим управлением) и замком. Регулировка режима срабатывания осуществляется сменными дросселями и специальными кольцами.

Циркуляционный клапан предназначен для создания циркуляции между внутренней полостью фонтанных труб и затрубным пространством при глушении и освоении скважин. Выпускается двух типов: КЦМ и КЦГ, первый - циркуляционный с механическим приводом, второй - с гидравлическим приводом.

Циркуляционный клапан КЦП-89-35 служит для глушения скважин в аварийных ситуациях. Запорным элементом служит мембрана, которая разрывается при создании перепада давления как внутри фонтанных труб, так и снаружи.

Скважинные камеры служат для посадки ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок.

Замки предназначаются для фиксирования клапанов - отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах установки в фонтанных трубах. Замки спускаются в скважину вместе с клапаном - отсекателем или глухой пробкой и фиксируются при помощи цанги в посадочном ниппеле.

Уравнительный клапан предназначается для выравнивания давлений в пространстве над и под замком. Выпускается типа КУМ - клапан уравнительный с механическим приводом.

Скважинные дроссели служат для регулирования дебита газовой скважины, входят в состав комплекса скважинного оборудования типа КСГ. Дроссель присоединяется в верхней части к замку. Выпускается наружным диаметром 50 и 69 мм с диаметром проходного отверстия сменных насадок от 10 до 20 мм через 1 мм для первого диаметра (50 мм) и от 15 до 35 мм через 1 мм для второго диаметра (69 мм). Изготовляются для работы в средах без агрессивных компонентов, а также в средах, содержащих CO₂ и H₂S.

Посадочные ниппели устанавливаются в колонне фонтанных труб для фиксирования клапана - отсекателя с замком, прёмного клапана или клапана для опрессовки колонны фонтанных труб.

Телескопическое соединение компенсирует изменения длины фонтанных труб в результате температурных деформаций. Входит в комплект скважинного оборудования типа КПГ. Выпускается типов СТ, СТ2, СТ2Г. Здесь СТ - соединение телескопическое; 2 - двустороннего действия; Г - с гидравлическим демпфером.

Разъединители колонны служат для отсоединения колонны фонтанных труб от пакера. Выпускаются в двух исполнениях, различающихся конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением замковой цанги.

.2 Проектное обоснование конструкций фонтанных подъемников и устьевого оборудования 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. Результаты газодинамических расчетов приведены в таблице 3.

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.

Таблица 3 - Газодинамический расчет

Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо отметить глубину спуска подъемных труб относительно интервала перфорации. В таблице 3 приведены данные, показывающие, что башмак колонны фонтанных труб расположен в среднем на 8,3 м выше интервала перфорации. Такое положение нельзя считать нормальным, так как опыт работы многих газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что установка НКТ выше верхних отверстий перфорации способствует накоплению в нижней части пласта жидкости, которая не подхватывается потоком газа, а скапливается в призабойной зоне, что снижает добычные возможности скважины.

Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80.

Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Схема обустройства устья скважин представлена на рисунке 5 А.

Устья скважин оборудованы стандартными фонтанными арматурами типа АФК 3-65х21 и АФК 2-65х21 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.

Ввод метанола на устья скважин производится через метанольницы.

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 89х6 ГОСТ 8732 - 78.

.3 Анализ процесса разработки месторождения и его основные задачи

Процесс разработки газового месторождения в последнее время подразделяют на два периода: первый - опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ), второй - промышленной разработки месторождения. Необходимость ОПЭ месторождения вызвана темпами развития газодобывающей промышленности страны. Назначение ОПЭ заключается в следующем. 

Введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки с целью подачи газа потребителю.

Осуществление дальнейшей разведки месторождения.

Определение запасов газа по результатам ОПЭ месторождения и подготовка исходных данных для проектирования промышленной разработки.

В соответствии с названными периодами разработки выделяют два этапа в проектировании разработки газового месторождения: составление проекта ОПЭ и составление проекта разработки. Проект ОПЭ месторождения составляется на основе небольшого объема геолого-промысловой информации по категориям С₁ + С₂ запасах газа. При этом месторождение, расположенное вблизи трассы магистрального газопровода или потребителя, может вводиться в ОПЭ и без утверждения по нему запасов газа. При отсутствии же газопровода или близко расположенного потребителя для ввода месторождения в ОПЭ требуется подготовка запасов газа и утверждение их по категории С₁. Из них 20 % должны удовлетворять требованиям подсчета запасов газа по категории В.

Проектом ОПЭ месторождения предусматривается проведение комплекса геолого-геофизических, газогидродинамических и специальных (например, термодинамических, акустических и др.) исследований скважин и пластов. В результате этих исследований уточняется тектоническое строение месторождения и водоносного пласта, конфигурация месторождения и характеристика газоводяного контакта, коллекторские свойства газоносного и водоносного пластов, допустимые технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.

Для решения названных задач проектом предусматривается бурение эксплуатационных и наблюдательных скважин, обосновывается их размещение в области газоносности, водоносности и на структуре. Исходя из характеристики коллекторов рекомендуются для апробации те или иные методы интенсификации добычи газа, обосновывается технологическая схема сбора, обработки газа и подготовки его к дальнему транспорту в период ОПЭ месторождения.

По данным ОПЭ месторождения уточняются начальные запасы газа по месторождению в целом, а при возможности и по отдельным пластам. Для ОПЭ месторождения предусматривается срок в 2 - 3 года. После окончания ОПЭ переходят к промышленной разработке месторождения, осуществляемой в соответствии с проектом. ОПЭ не выясняет всех вопросов, относящихся к последующей, рациональной разработке месторождения, но она должна обеспечить получение минимума необходимой информации для составления проекта разработки.

В процессе промышленной разработки месторождения требуется бурение значительного числа скважин. Каждая новая скважина уточняет, а иногда и меняет наши представления о месторождении и водоносном бассейне. Строго говоря, изучение месторождения и процессов, протекающих при его разработке, не заканчивается бурением последней скважины. На каждом этапе разработки представление о месторождении все более уточняется. Естественно, что в проекте разработки нельзя предусмотреть изменения всей последующей информации о пласте.

При реализации проекта разработки ведется контроль за процессами, проходящими в пласте. Обобщаются новые геолого-геофизические и промысловые данные. На основе накапливающегося материала анализируется разработка месторождения. Если анализ разработки показывает и объясняет причины и характер отклонения фактических показателей от проектных, то составляется проект доразработки месторождения. Необходимость внесения корректив в первоначальный проект разработки часто в значительной мере определяется характером обводнения скважин и пластов.

Вряд ли можно допустить, что один проект доразработки в состоянии дать достоверный прогноз до окончания процесса разработки месторождения. Поэтому проектирование разработки месторождения можно рассматривать как непрерывный во времени процесс обобщения, уточнения представлений о месторождении и корректирования показателей разработки на тот или иной период.

Задачи первичного анализа разработки следующие:

Обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов. Под специальными исследованиями понимаются термометрия и дебитометрия скважин, исследование продукции скважин, в частности наблюдение за ионами хлора, текущие исследования скважин на газоконденсатность и т. д.

Анализ данных по контролю за разработкой месторождения. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.

Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.

Обработка результатов исследований скважин и пластов позволяет:

а) определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации и по результатам геофизических исследований);

б) определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации);

в) устанавливать для новых и уточнять по эксплуатируемым скважинам допустимые технологические режимы эксплуатации;

г) определять степень дренирования продуктивных отложений по толщине - выявлять работающие и неработающие интервалы (по результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизических исследований скважин);

д) получать текущие газоконденсатные характеристики пластов и скважин.

Анализ получаемых результатов позволяет выявить изменения и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке не дренируемых пропластков и т.д.

Текущий контроль за разработкой месторождения осуществляется по данным: изменения дебитов и дебитограмм, температур и термограмм, забойных и пластовых давлений по скважинам; построения карт изобар; измерения давлений (уровней) в системе пьезометрических скважин. Для контроля за продвижением воды проводят геофизические исследования скважин, наблюдения за ионами хлора, калия в добываемой с газом воде.

Анализ данных контроля за разработкой месторождения позволяет установить режим месторождения, характер продвижения воды в пределах отдельных залежей и пластов, степень дренирования месторождения по площади газоносности и толщине.

Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки выявляет, в частности, причины отклонений между ними. Один из основных факторов, приводящих к отклонениям между фактическими и проектными показателями разработки, - степень достоверности определения начальных запасов газа в пласте. Поэтому в задачи первичного анализа входят построение зависимости р(t)/(z [р (t)]) = f [Q_доб(t)] и периодическое уточнение запасов газа.

Важнейший результат анализа разработки месторождения состоит в получении наиболее достоверной на рассматриваемый момент времени исходной геолого-промысловой информации о месторождении, отдельных продуктивных горизонтах и водоносном бассейне.

2.4 Технологический режим работы газовой скважины

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

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

Различают фактический и расчетный технологический режим работы скважин.

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

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

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

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

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

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

.4.1 Геологические условия

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

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

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

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

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

.4.2 Технологические условия

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

образование гидратов в стволе скважин;

коррозия насосно-компрессорных труб;

образование гидратов в призабойной зоне пласта;

обеспечение оптимальных условий при обработке газа;

необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;

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

2.4.3 Технические условия

Технические условия, влияющие на дебит газа, следующие:

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

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

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

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

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

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

.4.4 Экономические условия

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

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

месторождение газ скважина

3. Проектная часть

.1 Результаты газодинамических исследований скважин месторождения

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

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

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

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

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

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

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

,         (1)

или

,          (2)

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

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

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

,     (3)

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

,          (4)

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

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

,     (5)

где i - число продуктивных пропластков в скважине.

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

,        (6)

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

, (7)

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

Результаты расчетов смотрите Таблица 4 Б.

.3 Анализ текущего состояния разработки

.3.1 Характеристика фонда скважин и текущих дебитов

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

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

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

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

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

XIII^a пласт Северного блока.

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

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

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

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

XIII^a пласт Золоторыбного блока.

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

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

XIII^б пласт Золоторыбного блока.

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

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

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

3.3.2 Характеристика технологических показателей разработки

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

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

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

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

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

Ниже приводится краткий анализ разработки газовых залежей.

Северный блок

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Центральный блок

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

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

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

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

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

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

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

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

Золоторыбный блок

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.4 Расчет технологического режима разработки месторождения

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

.4.1 Режим постоянной депрессии

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

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

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

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

    (8)

Рассчитываем изменение Р_пл во времени

         (9)

Изменение Р_заб определяется из формулы

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

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

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

    (10)

Далее по формуле (9) определяем Р_пл

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

Результат расчета смотрите Таблица 5 Б.

.5 Борьба с осложнениями при добыче газа на месторождении

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

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

Вынос жидкости на поверхность возможно осуществлять:

-        продувками скважин;

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

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

         проведением изоляционных работ;

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

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

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

Таблица 6 - Характеристика коррозионной активности газа

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

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

Таблица 7 - Мероприятия по предупреждению осложнений

.5.1 Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса добычи газа

Расчёт нормы расхода метанола производится в следующей последовательности.

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

          (11)

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

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

   (12)

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

) Рассчитываем степень необходимого понижения температуры Δt,° С:

      (13)

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

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

  (14)

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

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

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

    (15)

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

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

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

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

α          (16)

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

         (17)

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

         (18)

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

Результат расчета количества метанола смотреть таблица 8 Б.

3.5.2 Расчета лифта газовых скважин

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

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

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

Используя закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

,      (19)

при заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна

,       (20)

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

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

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

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м². - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

F=πd² / 4 ,                                                                                (21)

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

,    (22)

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

,      (23)

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб

,          (24)

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

,          (25)

где P₂ - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

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

ρ_г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т_ср - средняя температура газа в скважине, К;

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

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

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

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

,   (26)

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

Результат расчета лифта смотреть таблица 9 Б.

4. Экономическая часть

.1 Исходные положения

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

Технико-экономические расчеты выполнены:

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

- в текущих ценах без учета инфляции;

без учета налога на добавленную стоимость (НДС);

расчеты выполнены в рублевом эквиваленте.

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

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

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

-        текущие затраты;

-        амортизационные отчисления;

         налоги, относимые на себестоимость продукции:

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

единый социальный налог (ЕСН);

транспортный налог;

земельный налог (плата за землю).

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

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

эксплуатационные затраты;

налоги, выплачиваемые из прибыли.

Доход государства определяется налоговыми поступлениями.

.2 Основные показатели экономической эффективности

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

дисконтированный доход (NPV);

внутренняя норма доходности или рентабельности;

срок окупаемости капитальных вложений;

максимальная отрицательная величина накопленного денежного потока наличности.

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

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

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

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

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

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

.3 Оценка экономической эффективности

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

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

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

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

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

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

5. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ аварийных ситуаций

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

высокими давлением и температурой добываемых углеводородных и неуглеводородных газов;

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

необходимостью проведения на месторождениях газоопасных и огневых работ;

необходимостью круглосуточного обслуживания оборудования и установок в различных метеорологических условиях.

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

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

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

проведении плановых профилактических работ с целью предотвращения аварийного состояния оборудования;

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

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

технологическая схема установки и отдельных узлов с указанной на ней запорной, регулирующей и предохранительной арматурой;

правила пуска и остановки отдельных технологических линий, узлов и правила нормального их обслуживания;

порядок остановки отдельных технологических линий и всей установки при аварийном положении.

Что соответствует «Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ. Госгортехнадзор СССР, 1985 г.»

Для предохранения обвязки скважины от температурных напряжений на выкидной линии от скважины (шлейфе) при наземной его прокладке должны устанавливаться в соответствии с расчетом компенсаторы.

Установка НТС должна иметь ограждение высотой не менее 1 м. Не ближе 50 м от него (за пределами установки) должен быть устроен земляной амбар с обваловкой высотой не менее 1 м по периметру для аварийной продувки в него продукции установки.

Основной опасностью в работе газоперерабатывающего комплекса является халатность и непрофессионализм обслуживающего персонала. Старший оператор и оператор по добыче газа должны проверять работу установки, обращая особое внимание на поддержание заданного режима:

температуры и давления сепарации;

ввода (дозировки) ингибитора (метанола);

уровня жидкости в конденсатосборнике;

температуры обогрева узлов.

Если обнаружен пропуск газа из фланцев, сальников, его необходимо устранить. При невозможности это сделать своими силами должны немедленно ставиться в известность старший оператор, мастер или инженер-диспетчер.

Перед включением скважины в установку вся система (сепараторы, конденсатосборники и другое оборудование) должна заполняться газом при давлении, равном давлению в газовом коллекторе.

К обслуживанию установок комплексной подготовки газа могут допускаться лица, прошедшие обучение, сдавшие экзамен по правильной их эксплуатации, технике безопасности и имеющие удостоверение на право проведения этих работ.

В качестве ингибитора гидратообразования на Южно-Луговском месторождении при добыче и подготовке газа применяют метанол, предназначенный для осушки газа, предотвращения гидратообразования, предупреждения коррозии.

5.2 Охрана труда при эксплуатации газовых скважин

Для обеспечения безопасных условий труда при обслуживании оборудования и сооружений по сбору, сепарации очистке и транспортированию нефти и газа необходимо, прежде всего, соответствие оборудования условиям, возникающим при его эксплуатации, и требованиям, которые предъявляются к каждому виду этого оборудования, установке или к сооружению в целом правилами техники безопасности, строительными нормами и правилами.

Вместе с тем необходимо строжайшее соблюдение правил эксплуатации и правил безопасного обслуживания оборудования и сооружений. В частности, необходим контроль за исправностью трапов, сепараторов, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться не только общие правила техники безопасности при выполнении этих работ, но и дополнительные правила, отражающие специфичность характера работ по ремонту оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию нефти и газа.

Все оборудование на объекте, работающее под высоким давлением, оснащены предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Все выше перечисленное полностью удовлетворяет документ «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Госгортехнадзор России, 2003 г.»

Газосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями СниПа. Трубы газопроводов соединяют сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах установки запорных устройств, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также для установки контрольно-измерительных приборов.

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждают.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию, а в последующие время - не реже одного раза в пять лет.

При необходимости ремонта или остановки газопровод на длительное время отключают от системы газопроводов. В случае порыва газопровод немедленно отключают и принимают меры по удалению из опасной зоны людей, транспортных средств и передвижных агрегатов.

Продувка и испытание вновь сооружаемых газопроводов осуществляется под руководством комиссии. Порядок проведения этих работ устанавливается инструкцией, в которой отражаются последовательность и способы выполнения работ. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы проходит дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ. Определяется зона оцепления газопровода. Находящиеся в этой воздушные зоне линии электропередачи отключают. Для наблюдения за состоянием газопровода во время продувки или испытания выделяются обходчики, которым вменяется в обязанность не допускать нахождения людей, животных и движения транспортных средств в зоне оцепления, а также на дорогах, закрытых для движения. Обходчик должен немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений или транспортных средств, находящихся вблизи закрепленного за ним участка газопровода.

Газопроводы испытывают гидравлическим способом, сжатым воздухом или газом. Если при испытании используется газ, который не имеет запаха, или воздух, то его одорируют. Газопровод, испытанный воздухом, можно вводить в эксплуатацию только после вытеснения воздуха газом. Вытеснение считается законченным, если содержание кислорода в газе, заполнившем газопровод, не превышает 2 %.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ и выполняются с соблюдением соответствующих правил и инструкций.

5.3 Экологичность

.3.1 Охрана атмосферного воздуха

Под охраной воздушного бассейна понимают систему мероприятий, исключающих или снижающих такие изменения физических или химических характеристик атмосферного воздуха, которые ухудшают условия жизнедеятельности людей, животных организмов и растительного мира, наносят материальный ущерб сооружениям, оборудованию.

При бурении существует возможность изменения шумового и химического фона воздушного бассейна района работ из-за выбросов выхлопных газов машин и механизмов, участвующих в работе, содержащих диоксид азота, окись углерода, углеводороды и твердые вещества.

Общее количество вредных выбросов в атмосферный воздух, при строительстве скважин определено исходя из ожидаемого состава машин и механизмов, задействованных в работе.

Так как большую часть загрязняющих воздух веществ при строительстве составляют отработавшие газы разнообразных строительных машин и механизмов, основные мероприятия по уменьшению загрязнения атмосферного воздуха при выполнении технологических процессов строительства, в первую очередь, должны быть направлены на уменьшение токсичности отработавших газов. Необходимо применять гостированные сорта горючего, оборудовать машины и механизмы глушителями заводского исполнения, оборудовать специальную площадку для стоянки автотранспортных средств. Кроме того, полностью исправные машины и механизмы расходуют меньше топлива, что снижает количество выбросов на 30 - 40 % по сравнению со среднестатистическими данными. Основным источником поступления вредных веществ в атмосферу будет продувка скважин.

На стадии эксплуатации охрана атмосферного воздуха осуществляется за счет герметизации системы сбора, транспорта и подготовки продукции на всем пути движения, а также отвода газа при срабатывании предохранительных клапанов и полное сжигание газа на свече факела.

Для минимизации негативных воздействий при сжигании газа на горелке свечи, высота принимается такой, чтобы обеспечить рассеивание вредных веществ до предельно допустимых концентраций в приземном слое атмосферы.

.3.2 Поверхностные воды

Ввиду отсутствия водотоков в зоне влияния проектируемых работ, воздействие на поверхностные воды исключено. Однако существует возможность изменения качественного состава грунтовых вод при загрязнении поверхности грунта.

В случае бурения дополнительных скважин для уменьшения объема водопотребления предусматривается оборотная система повторного водопользования, а также повторное использование буровых растворов и сточных вод. Кроме того, необходимо:

использовать земляные амбары для сточных вод с территории буровых;

вывозить буровой шлам и отработанный буровой раствор на специальные площадки;

хранить химические реагенты, буровой раствор и горюче-смазочные материалы в металлических емкостях.

.3.3 Почвенно-растительный и животный мир

Воздействие на почвенно-растительный покров в районе газовых промыслов может проявляться в нескольких видах. Основное значение имеют механические нарушения поверхности под влиянием передвижных транспортных средств, и земляных работ, а также химическое воздействие буровых растворов и загрязненных технологических вод. Многочисленные исследования показали, что самые нежелательные изменения происходят в местах сооружения шламового амбара, обваловки площадки для хранения ГСМ. Нарушения 1-5 баллов, отмечаются, как правило, на площади порядка 15 га, что в несколько раз превышает площадь оформляемого отвода.

Так как почвы и растительность являются наиболее уязвимыми объектами воздействия, необходимо снижение до минимальной величины площади земельных участков, где будет нарушен почвенно-растительный покров.

Учитывая, что лишенные растительного покрова поверхности сильнее подвергаются эрозионно-дефляционным процессам, важное значение для восстановления почв имеет ускорение первого этапа восстановления растительности.

После окончания строительства скважины выполняются следующие работы:

освобождение рекультивируемой площадки от оборудования, металлоконструкций, инструмента, материалов, металлолома, строительных остатков и т.д.;

засыпка земляных амбаров грунтом, вынутым ранее при их рытье (весь оставшийся грунт равномерно наносится на поверхность площадки);

выравнивание площадки буровой с засыпкой местным грунтом и планировка.

Засыпка амбара и траншей производится с помощью бульдозера в теплое время года. После засыпки осуществляется уплотнение грунта пневмокатками или гусеничными тракторами. В зимнее время искусственное уплотнение грунта не производится (после оттаивания в течении двух месяцев происходит естественное уплотнение).

Работы по технической рекультивации земель осуществляются непосредственно после окончания строительства скважин (демонтажа оборудования и разборки привышечных сооружений), а при невозможности, в течении не более года после завершения строительства скважины.

Биологическая рекультивация включает работы по восстановлению плодородия земель путем внесения удобрений, посев трав их подкормку по технологии сельхозпредприятия «Анивское».

Таким образом, охрана животного мира, в первую очередь, заключается в соблюдении природоохранного законодательства и минимизации воздействия на все компоненты природной среды.

.4 Выводы

По результатам анализа возможных аварийных ситуаций на Южно-Луговском месторождении, было выявлено наличие более 10 наиболее опасных факторов воздействия. Условия формирования этих опасностей имеют не только техногенный, но и природный характер. Не своевременная ликвидация возможной аварийной ситуации на объекте, в связи со сложным размещением технологического оборудования, может привести к эскалации аварии.

Предусмотренные мероприятия, на газоперерабатывающем комплексе Южно-Луговского месторождения, по обеспечению безопасности рабочего персонала, по сохранению оптимальной экологической ситуации района расположения объекта, а также меры по предупреждению ЧС являются наиболее оптимальным.

Комплекс по уровню обеспечения промышленной безопасности по критериям контуров риска, индивидуальному риску работников от аварий и коллективному риску персонала при авариях соответствует нормативам современной газовой промышленности, а также действующим российским нормативным документам по промышленной и пожарной безопасности.

Заключение

Анализ всех имеющихся материалов разведки, промысловых исследований скважин и промысловых данных позволил установить следующее.

Залежи пластовые, сводовые, тектонически-экранированные. Коллекторы месторождения относятся к поровому типу, основная часть пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами. Пласты представлены в основном песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Начальные запасы газа по Южно-Луговскому месторождению составляют по категории С₁ - 1776 млн. м³; по категории С₂ - 321 млн. м³.

По гидрогеологическим данным разработка месторождения ведется при газовом режиме с проникновением краевых вод в залежь.

По состоянию на 1.01.05 г. пробурено 13 поисково-разведочных и 9 эксплуатационных скважин, из них ликвидировано по различным причинам 10 и 2 скважины в ожидание ликвидации.

Из месторождения извлечено 128 млн. м³ газа, из них 10 млн. м³ газа списаны как аварийные потери.

Контроль за динамикой пластового давления и продуктивностью ведется неудовлетворительно. Нужно отметить, что за период эксплуатации газовых залежей, по скважинам выполнен недостаточный объём газодинамических исследований.

Эксплуатационные скважины имеют четырехколонную конструкцию, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, продуктивные пласты вскрываются перфорацией.

На основании данных опытно-промышленной эксплуатации залежей, промысловых и лабораторных исследований, газодинамических и технико-экономических расчетов рекомендуется принять:

- показатели разработки по II варианту: отбор газа в 2005 г. - 31 млн. м³, в 2006 году - 34 млн. м³, т. к. наиболее приемлем для инвестора таблица 11 Б;

разработку месторождения осуществлять существующем фондом скважин, с переходом на вышележащий горизонт;

В бурении новых скважин на месторождении необходимости нет. Поэтому эксплуатационные объекты будут разрабатываться возвратным фондом скважин «снизу-вверх».

Большим недостатком при разработки месторождения является отсутствие наблюдательных скважин. Для этой цели можно рекомендовать скважину № 5А Юл, которая находится вблизи контура НГГ.

Список использованной литературы

1. Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.

. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988.

. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989 - 330 с.

. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998 - 628 с.

. Кондрат Р. М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992.

. Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984 - 487 с.

. Коротаев Ю. П., Маргулов Р. Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. - М.: Недра, 1984 - 360 с.

. Коротаев Ю. П., Зотов Г. А., Кичиев К. Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1996 - 87 с.

. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985 - 232 с.

. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Южно-Луговское, г. Южно-Сахалинск, фонды СахалинНИПИморнефть, 2001г.

. Рассохин Г. В., Леонтьев И. А., Петренко В. И. и др. Контороль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979.

. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. М.: Недра, 1986 - 325 с.

. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987.