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
ок за iет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице.
Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.
Рис. 2.2 - Карта изобар по состоянию на 01.07.2003 г.
Сеноманская залежь разрабатывается в условиях проявления упруго-водонапорного режима. Уровень подъема ГВК контролируется в наблюдательных и пьезометрических скважинах. Кусты и отдельные наблюдательные скважины с ярко выраженным подъемом ГВК по состоянию на 1.1.2003 г. сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Уровень подъема ГВК
№ куста, наблюдат. скв.Подъем ГВК, м№ куста, наблюдат. скв.Подъем ГВК, мУКПГ-1УКПГ-510436,851422,410847,850524,611450,451326,8УКПГ-2УКПГ-625Н31601П34,421525,661137,82052060238УКПГ-3УКПГ-731325,471223,631727,470523,630229,371324,8УКПГ-4ЭУ-840428,480113,641930,880210,341638,880314,5
На рисунке 2.3 представлена карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.2003 г, построенная во ВНИИГАЗе. Продвижение воды носит неравномерный характер. Наиболее выраженный подъем отмечается в зонах с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами УКПГ-1 и 6, что в значительной степени объясняется непроектными отборами в начальный период разработки. Статическое положение уровня ГВК связано с прохождением глинистых пород, время стабилизации изменяется от нескольких месяцев до 2 - 3 лет. Чем меньше толщина глинистых прослоев, тем меньше их латеральное распространение, тем быстрее происходит их обход текущим ГВК. В высокопроницаемых породах скорость подъема составляет 0.75 м/мес., в заглинизированных - 0.09 м/ мес., в глинах и коллекторах с начальным градиентом давления движения нет.
Рисунок 2.3 - Карта подъема ГВК по состоянию на 1.07.03
Темп подъема ГВК в последние годы вырос и достигает на отдельных участках 6 м/год. Объем внедрившейся воды в залежь на 1.01.2003 г. по оценке лаборатории подiета запасов углеводородов ВНИИГАЗа составил свыше 2.4 млрд. м3, что соответствует чуть более 9% от газонасыщенного порового объема.
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 нагрузок за iет приближения коэффициента сезонной неравномерности между зимним и летним периодами добычи газа к единице. Отставание ввода дополнительных эксплуатационных скважин на Ямбургской и Харвутинской площадях от намеченных проектом сроков негативно влияет на равномерность дренирования залежи.
И в заключении этого подпункта, приведём таблицу оценки уровней добычи газа по Ямбургскому месторождению (Сеноман) в 2004 году.
Таблица 2.2 - Оценка уровней добычи в 2004 г.
квартал
УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектраiетпроектфакт15.04.41009125.025.45.4969622.236.06.010710823.144.03.9939031.755.46.010410320.765.04.5948522.776.26.211611536.6Всего за квартал37.036.47106892 квартал
УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектраiетпроектфакт14.84.31009124.025.35.3969621.135.65.610710822.443.73.6939031.255.15.710410320.164.94.3948520.875.95.911611536.8Всего за квартал35.334.77106893 квартал
УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектраiетпроектфакт14.64.31009123.224.94.9969620.835.25.210710821.943.43.3939032.554.95.510410319.464.34.3949321.175.55.511611536.7Всего за квартал32.733.07106964 квартал
УКПГДобыча газа, млрд.м3Число скважинНеобходимое устьевое давление, атапроектраiетпроектфакт14.74.21009122.225.15.1969619.835.35.210710820.843.93.8939027.554.75.310410318.564.44.4949320.375.85.811611534.0Всего за квартал33.933.8710696
Общие сведения об УКПГ - 5 [10].
Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.
В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 (фактически 32) млрд.м3/год, с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд.м3 в год.
Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.
Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская - системы магистральных газопроводов, подающих газ в централ