Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
? в объеме 3,76 млрд. м3. Компенсация добычи происходила за iет работы скважин ЭУ-8 Харвутинской площади с повышенными дебитами. Фактический отбор из Харвутинской площади выше проекта на 3 млрд. м3, что составляет 54.5%.
В течение 2002 года наблюдалось увеличение добычи газа из месторождения относительно проектного уровня в 1 и 4 кварталах на 2.9 млрд. м3 и 1.7 млрд. м3 соответственно. Максимальная добыча из месторождения составила 41.6 млрд. м3 в первом квартале, что превысило проект на 8%, минимальный уровень соответствует III кварталу - 27.8 млрд. м3, что на 5.7 млрд. м3 или 20% меньше проектного. Необходимо отметить, что процесс добычи газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения характеризуется резко выраженной сезонной неравномерностью, которая обусловлена не только динамикой потребления газа, но и сложившейся системой обустройства.
Несоответствие технологических показателей по зонам УКПГ-1 и 5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5. При этом фактическое число эксплуатационных скважин на УКПГ-1 стало ниже проектного, соответственно добыча снизилась за 2002 год относительно проекта на 5.7 млрд. м3 .
Похожая картина наблюдается и в 2003 году (рис. 2.1). В целом по месторождению в I квартале добыча газа составила 38.7 млрд.м3, что на 0.6 млрд.м3 больше проекта, во II квартале 33.5 млрд.м3. По состоянию на середину года из Ямбургской площади недобрали 2,2 млрд. м3. Суммарная фактическая добыча на УКПГ-1 и 3 была на 5 млрд. м3 меньше проектной, в то время как на УКПГ-6 и ЭУ-8 сверх проекта добыто 5,3 млрд. м3. Это стало возможно в связи с вводом второй очереди ДКС на УКПГ-6 и непроектным технологическим режимом работы 50 скважин на ЭУ-8.
Рис. 2.1 - Динамика добычи газа в 2003 г.
Постоянно ведется анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения. Характерным для месторождения оказалось постоянное снижение среднего дебита без установления периода установившегося дебита, как было заложено в первом проекте разработки, на текущий момент средний дебит составляет 517 тыс.м3/сут. Снижение уровней добычи по УКПГ происходило в периоды, когда наблюдалось отставание обустройства (ввод новых скважин и вторых очередей ДКС). В последние годы эксплуатация происходила с превышением годового отбора над проектными значениями УКПГ-2 за iет внутрипластовых перетоков из соседних зон, УКПГ-4 за iет ввода дополнительных эксплуатационных скважин.
Распределение величины средних дебитов по участкам залежи напрямую зависит от ФЕС и текущего пластового давления, для центральной зоны Ямбургской площади текущие средние дебиты выше и составляют от 650 до 717 тыс.м3/сут, а для периферийных зон (УКПГ-4) они значительно ниже - 476 тыс.м3/сут.
В процессе разработки залежи снижается пластовое давление. Глубокая депрессионная воронка в центральной части залежи достигла 34 атм, прогнозные раiеты показывают, что она будет продолжать углубляться в центральной части быстрее, чем в периферийной зоне, что в конечном итоге может привести к снижению конечной газоотдачи.
Пластовое давление по эксплуатационным зонам УКПГ - 1, 2, 3, 5, 6 на середину 2003 г. составляет от 35.9 до 39 атм; по зонам УКПГ - 4, 7 оно выше и достигает - 47.5 и 50.2 атм соответственно; по ЭУ-8 - 72 атм. Максимально снизилось давление до 33 атм в районе кустов 606 и 209. Темп падения пластового давления в эксплуатационных зонах в среднем составляет 3-5 атм в год. На рис. 2.1 показана карта изобар по состоянию на 1.07.2003 г.. В центральной части эксплуатационного участка пластовое давление в районе расположения куста 801 снизилось до 59 атм, что составляет 50% от начального пластового давления при отборе 12% от начальных запасов ЭУ-8. Перепад пластового давления между центральной частью (район кустов 801, 802) и периферией составляет более 50 атм. Величина устьевого давления определяет необходимость компримирования газа с определенной степенью сжатия, средние значения устьевого давления на Ямбургской площади составляют на середину года от 27.6 атм до 35.5 атм.
В 2002 году отмечалось нарастание процесса обводнения скважин пластовыми водами из-за подтягивания к скважинам собственно пластовых вод сеноманской залежи. На начало 2003 года число скважин, работающих с пластовой водой, составило 271 единицу.
Как показали прогнозные раiеты технологических показателей разработки, практически по всем УКПГ будет наблюдаться тенденция к увеличению рабочих депрессий и снижению дебитов скважин. Это вызвано прежде всего снижением пластового давления в эксплуатационных зонах, в результате интенсивных отборов газа. С другой стороны, происходит увеличение фильтрационных параметров по ряду скважин в результате чрезмерных нагрузок, особенно в зимний период. Отрицательно влияет на процесс разработки Ямбургского месторождения резко выраженная сезонная неравномерность. Чтобы компенсировать недобор газа за летний период, необходимо наращивать объемы добычи газа в первом и четвертом кварталах каждого года. Это приводит к увеличению энергетических нагрузок как для самого пласта, так и для эксплуатационного фонда, а резкое снижение дебитов в летнее время не обеспечивает скоростей, необходимых для полного выноса мехпримесей с забоев скважин. Это вызывает преждевременное обводнение скважин, разрушение пласта и образование пеiано-жидкостных пробок, т.к. в летнее время существенно снижаются скорости потока в скважинах, способствуя росту величины пробок. В этой связи необходимо переходить к сглаживанию пиковых нагруз