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
?одстве.
В качестве реагентов на УКПГ применяются метанол, диэтиленгликоль.
Таблица 2.4 - Характеристика метанола
Метанол (метиловый спирт)-ГОСТ 2222-78Химическая формула-СН3ОНМолекулярная масса-32,04Плотность при 20 оС, г/см3-0,792Предел взрываемости, % об.-низший - 6,7высший - 34,7Температура, оС:- кипения при 760 мм.рт.ст.-64,7- замерзания-минус 97,1- плавления-минус 93,9- вспышки-8- воспламенения-13- самовоспламенения-400 (ГОСТ 6995-77)Вязкость при 20оС, сПз-0,793Упругость паров, мм.рт.ст-89Теплота сгорания кДж/кг-22331ПДК в воздухе, мг/м3-5
Внешний вид - бесцветная легкоподвижная летучая горючая жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта. Метанол смешивается с водой во всех отношениях без помутнения.
Диэтиленгликоль - ГОСТ 10136-77:
Внешний вид - слабоокрашенная в желтый цвет жидкость
Химическая формула: СН2 ОН-СН2 - О-СН2 - СН2ОН
Таблица 2.5 - Характеристика диэтиленгликоля
Молекулярная масса-106,12Плотность при 20 оС, кг/м3-1116 - 1117Массовая доля, %:- органических примесей-не более 0,4 - 2,0в том числе этиленгликоля-0,15 - 1,0- воды-не более 0,05 - 0,2- ДЭГа-99,5 - 98,0- кислот-0,005 - 0,01Температура кипения при 760 мм.рт.ст., оС:- начало-не ниже 244 - 241- конец-не выше 249 - 250Температура замерзания, оС-минус 8Температура начала разложения, оС-164,5Вязкость при 20оС, сПз-35,7Число омыления мг КОН на 1 гр. продукта-0,1 - 0,3месторождение залежь гидравлический шлейф
Технологическая схема УКПГ - 5 показана на рисунке 2.4. [3]
2.4 Динамика и показатели разработки УКПГ-5
Внизу представлена динамика отборов, изменения числа скважин, дебита на УКПГ-5 и основные показатели разработки УКПГ-5.
Рисунок 2.4 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических отборов
Рисунок 2.5 - Сопоставление проектного (пунктир) и фактического числа скважин
Рисунок 2.6 - Сопоставление проектных (пунктир) и фактических средних дебитов
Из рисунка 2.5 видно, что фактические отборы газа с 1989 по 1995 годы были выше проектных, а дебиты скважин (рис. 2.7) почти всегда были ниже запланированных. Несоответствие технологических показателей по УКПГ-5 наблюдается в связи с переключением шлейфа куста №216 на УКПГ-5.
В таблице 2.6 приведены эти и другие показатели разработки по УКПГ-5.
Таблица 2.6 - Основные показатели разработки по УКПГ - 5
ГодыОтбор газаQРПЛ.ДепрессияКол-во скважинРуст.Годовойсуммарныймлрд.м3тыс.м3 сутМПаМПаМПа198815,015,01280,010,750,197410,3198932,047,01280,010,310,17709,76199032,079,01280,09,870,18709,15199132,0111,01170,09,440,19768,43199232,0143,01080,08,990,19827,81199328,0171,0860,08,550,20907,38199428,0199,0810,08,100,22966,94199527,0226,0778,07,650,23956,50199622,0248,0616,07,200,24966,05199718,0266,0859,06,740,26955,58199827,0293,0920,06,270,28955,10199925,0318,0788,05,800,31954,61200023,0341,0660,05,320,34954,09200122,0363,0650,04,840,371033,54200220,0383,0654,04,350,421032,94200322,0405,0640,03,60,481032,67200420,0425,0600,33,00,451032,2
2.5 Обоснование технологического режима работы эксплутационных скважин
На основании анализа режима работы скважин за период 2000-2002 г.г. были построены диаграммы распределения по значениям их рабочих депрессий и дебитов УКПГ-5 (рисунок 2.8 и 2.9). Вообще, по всему Ямбургскому месторождению, минимальный дебит был отмечен на скважинах эксплуатационной зоны УКПГ-4 (476 тыс.м3/сут), максимальный - на скважинах, входящих в зону эксплуатации УКПГ-2 (696 тыс.м3/сут). При этом большинство скважин на Ямбургском месторождении (до 63 %) работали в диапазоне с дебитами 500-700 тыс.м3/сут, превышающими проектные значения. На всех УКПГ четко определяется тенденция перехода скважин из диапазонов с высокими дебитами (750-1000 тыс.м3/сут) в среднедебитную категорию. Аналогичная ситуация происходит с распределением скважин по депрессиям (рисунок 2.8). По сравнению с 2001 годом на УКПГ-5 уменьшается число скважин с депрессиями 4-6 атм и большинство эксплуатационного фонда работает с депрессиями 1.5-4 атм. Это вызвано общим сокращением годового отбора в 2002 году на 17 млрд.м3.
По результатам проведенного выше анализа эксплуатации скважин, а также по данным их газодинамических исследований, геологической службой ЯГД устанавливается технологический режим работы скважин на предстоящий квартал текущего года.
Проект этого технологического режима работы скважин представляется на согласование во ВНИИГАЗ, после чего поступает на утверждение руководству ОАО Газпром.
Тщательный анализ поступающих на согласование материалов показал, что в зимний период технологический режим работы скважин устанавливается по отдельным скважинам с превышением допустимых депрессий на пласт. По некоторым участкам отборы газа превышали проектные величины. Так, например, по ЭУ-8 в зимний период отборы газа составили более 2 млрд.м3 за квартал вместо - 1.5 млрд.м3. Естественно, по отдельным скважинам установленные технологические параметры были завышены.
Рисунок 2.7 - Диапазон распределения депрессий
Рисунок 2.8 - Диапазон распределения рабочих дебитов
В представленном на утверждение технологическом режиме работы скважин по УКПГ-1-7 и ЭУ-8 на 2003 год приведены основные геолого-технические данные по всему действующему фонду скважин, их эксплуатационные характеристики на конец предыдущего квартала. Например, по оптимальному технологическому режиму за 3 квартал 2003 года отбор может составить 30.9 млрд.м3. По допустимому технологическому режиму по всем УКПГ он составляет 36.7 млрд.м3 за квартал. Таким образом, в технологическом режиме, представляемым ООО Ямбурггаздобыча, даны только крайние значения возможных отборов. По дополнительной информации, запрошенной нами у ООО Ямбурггаздобыча, среднесуточные помесячные отборы газа сост