Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и ГАЗОВЫХ месторождений»

Курсовой проект по дисциплине:

«Разработка газовых и газоконденсатных месторождений»

На тему: «Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения»

Выполнила студентка группы: ЭДГбз-11-2 Хижнякова Ирина Юрьевна

Принял: Безносиков А.Ф.

Тюмень 2015

Введение

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является ведущей сферой экономики России, обеспечивающей более четверти промышленной продукции, формирующей до 40% доходной части бюджета и дающей почти половину валютных поступлений в страну. Помимо этого в течение большей части переходного периода ТЭК выступал донором других отраслей экономики и социальной сферы, кредитуя их искусственно заниженными ценами на продукцию естественных монополий (газ, электроэнергию и тепло) и в особенности массовыми неплатежами потребителей за поставленные им энергоносители.

На территории Северо-Западного федерального округа представлены все направления развития ТЭК: геологоразведка, добыча, переработка и транспорт. По мере динамичного развития непосредственно нефтегазовых проектов, топливно-энергетический сектор играет системообразующую роль в экономике региона. А потому от эффективного комплексного планирования объемов добычи, транспортировки, геологоразведочных работ, разработки программы лицензирования недр и оптимальной системы налогообложения во многом зависят экономические перспективы северо-запада России. ямбургский месторождение газовый конденсат

На сегодня в СЗФО образовался главный положительный фактор развития ТЭК - развитый полный комплекс технологических процессов (добыча, транспорт, производство и использование конечной продукции). Это, как уже отмечалось, стало возможным за счет существующих и развивающихся районов добычи ресурсов, развитой системы транспорта, перерабатывающих мощностей, налаженной системы сбыта и условий стабильного спроса. Проблемой газодобывающей отрасли является сохранение экологического равновесия в районе разрабатываемых месторождений.

В процессе освоения нефтяных и газовых месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках). При этом происходит нарушение растительного, почвенного и снежного покровов, поверхностного стока. Добыча нефти и газа приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды.

Особо следует остановиться на возможных необратимых деформациях земной поверхности в результате извлечения из недр нефти, газа и подземных вод, поддерживающих пластовое давление. Предприятия по добыче и переработке газа загрязняют атмосферу углеводородами, главным образом в период разведки месторождений (при бурении скважин).

Загрязнение приземного слоя атмосферы при добыче нефти и газа происходит также во время аварий, в основном природным газом, продуктами испарения нефти, аммиаком, ацетоном, этиленом, а также продуктами сгорания. В отличие от средней полосы, загрязнение воздуха в районах Крайнего Севера при прочих равных условиях оказывает более сильное воздействие на природу вследствие ее пониженных регенерационных способностей.

В данной работе рассматривается эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях, таких как гидратообразование, обводнение скважин, разрушение призабойного пласта и образование песчаных пробок Ямбургского месторождения.

1. Общая часть

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове - территории Надымского и Тазовского районов Ямало - Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Ближайшим населенным пунктом является вахтовый п.Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п.Тазовский расположен в 120 км к юго - востоку от Ямбургского месторождения.

Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой - ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург - Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург - Уренгой. В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется по зимникам, а также круглогодично вертолетами.

Коренное население состоит из ненцев, хантов и русских. Основные занятия населения - оленеводство, рыболовство, охота, геологоразведочные работы, в последнее время - работы, связанные с добычей газа.

Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10м в долинах рек до 60 - 70м на водораздельных участках.

Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Почва междуречий сильно заболочена. Максимальная глубина озер составляет 0,5 - 5,6 м.

Характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0,3 до 1,5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до 2 - 5 м и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.

Суровость континентального климата района месторождения определяется суровой и продолжительной зимой, лето холодное и прохладное. Средняя температура воздуха зимой минус 27°С; минимум температур достигает минус 58°С. Средняя температура воздуха 5-6°С. Средняя годовая температура воздуха составляет минус 8 - 10°С. Годовое количество осадков составляет 350 - 400 мм, основная их часть выпадает в весенне - осенний период.

Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники - реки и озера.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, которые представлены песками различной зернистости, супесчано-суглинистыми осадками, редко грубообломочными породами.

На северо-западном побережье Тазовского полуострова расположено Кругломысское проявление песчано-гравийной смеси и представлено средне - и мелкозернистыми песками, обогащенными гравием и галькой. Наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси порядка 65 млн. м3.

В 50 - 60 км на юго-восток от площади выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1млрд.м3.

2. Геологическое строение месторождения

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв.№7; Юбилейная, скв.№200; и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Глубина залегания фундамента 7,0 - 10,0 км.

Триасовая система

Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу. Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Вышележащий осадочный комплекс в Уренгойском районе подразделяется на пурскую, варенгаяхенскую и витютинскую свиты. Пурская свита, представлена конгломератами, песчаниками каолинизированными с прослоями аргиллитов. Варенгояхинская свита сложена темно - серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов. К кровле свиты, приурочен отражающий горизонт «Iб». Витютинская свита, представлена серыми песчаниками. К кровле виты, приурочен сейсмический отражающий горизонт «Iа». Общая толщина триасовых отложений по данным сейсмических исследований составляет 2км (на своде) - 4км (на восточном погружении). Установлено выклинивание нижней части разреза к своду Ямбургского поднятия.

Юрская система

Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую и абалакскую свиты.

-Береговая свиты (геттанг-синемюр) представлена песчаниками грубозернистыми, гравелитами, конгломератами с подчиненными прослоями аргиллитоподобных глин. По разрезу отмечается растительный детрит. Толщина свиты порядка 600 м.

-Ягельная свита (нижний плинсбах) сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, серыми от тонкоотмученных до алевритовых, с зеркалами скольжения, с прослоями гравелитистых песчаников, иногда карбонатных. Толщина свиты до 150 м.

-Котухтинская свита (плинсбах-тоар-нижний аален) в Надым-Пурском районе подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя часть нижней подсвиты, сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин, прослоями битуминозных пород. Верхняя часть (тогурская пачка) представлена глинами уплотненными темно-серыми, тонкоотмученными и слабоалевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В глинах отмечаются стяжения пирита, остатки микрофауны (фораминиферы, филлоподы), в отдельных прослоях встречен углистый растительный детрит. Верхняя подсвита также имеет двухчленное строение. Пачка 1 - песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами. Пачка 2 (радомская) представлена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, реже битуминозными, с прослоями алевролитов и песчаников со следами оползания. Толщина свиты около 500 м.

-Тюменская свита (аален-бат) представлена сложным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепкосце-ментированные, с горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепко сцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади и по разрезу, значительной глинистостью. В районе четко выделяется регионально нефтегазоносный пласт Ю₂, залегающий в кровле свиты. К ней приурочен и отражающий сейсмический горизонт Т₁. Толщина свиты 580 - 620 м. В скв. 500 кровля тюменской свиты, вскрыта на глубине 3754 м.

Абалакская свита (келловей-кимеридж) представлена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, тонкоотмученными, алевритистыми, слабо слюдистыми, с глинисто-карбонатными конкрециями и пиритовыми стяжениями. Толщина свиты 30 - 50 м (скв. 113, 500).

Меловая система

Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты.

Сортымская свита (К1 берриас-валанжин). Верхняя часть свиты, вскрыта почти всеми разведочными скважинами, а в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита, сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, интервал 3445 - 3616 м), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450 - 550 м.

Тангаловская свита (К1 валанжин-готерив) вскрыта всеми разведочными скважинами и подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, алевритистыми, с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ₈⁰ - БУ₉). На западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия разрез подсвиты полностью представлен глинами.

Средняя подсвита, сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаные пласты БУ_1-2, БУ₃, БУ₄ более выдержаны по площади, а нижние пласты - БУ₅, БУ₆, БУ₇ - характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Подсвита, завершается глинистой пачкой (ямбургской) толщиной до 50 м. Верхняя подсвита, представлена песчаниками, алевролитами и глинами, невыдержанными по площади. Песчаным пластам присвоены индексы от АУ₄ до АУ₁₁. Наиболее выдержанными являются пласты АУ₆ - АУ₇ в средней части верхней подсвиты. Общая толщина тангаловской свиты на Ямбургском месторождении составляет 1150 - 1310 м.

-Покурская свита (баррем-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито - песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие - либо закономерности Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826 - 887м.

-Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, вязкими, слюдистыми, глауконитовыми, с остатками раковин двустворок, стяжениями пирита. Толщина свиты 47 -88 м.

Палеогеновая система

В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

-Ганькинская свита (маастрихт-палеоцен) сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, плотными, прослоями известковыми. Толщина свиты 204 - 255 м.

-Тибейсалинская свита (палеоцен), подразделяется, на две подсвиты. Нижняя подсвита, сложена глинами серыми, темно-серыми, алевритистыми, с включениями растительных остатков, с прослоями светло-серых песков и алевритов в верхней части. Верхняя подсвита, представлена песками серыми, желтовато-серыми, мелкозернистыми, каолинизированными, с многочисленными растительными остатками, с прослоями алевритовых глин. Толщина свиты 226 - 274 м.

Люлинворская свита (эоцен-олигоцен) подразделяется на три подсвиты: нижняя подсвита, сложена опоковидными глинами и опоками синевато-серыми, глинистыми; средняя подсвита, представлена диатомитами светло-серыми, слабоглинистыми, легкими; верхняя подсвита, сложена диатомовыми глинами серыми, желтовато-серыми, алевритистыми, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты до 230 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60 - 145 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно - тектонических этажа: нижний - фундамент, промежуточный и верхний - платформенный чехол. Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге - Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина 65 км. В пределах мегавала с юга на север установлены структуры III порядка: Северо-Анерьяхская, Лымбарская, Анерьяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие.

Эти поднятия по горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой минус 3850 м, общая амплитуда структуры 250 м. По морфологическим признакам можно заключить, что Ямбургское поднятие относится к типичным антиклинальным структурам севера Западной Сибири, имеющим длительную историю тектонического развития и испытавшим неотектоническую активизацию (воздымание).

Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено, что отдельные из них, возможно, проникают в меловые отложения. По данным сейсморазведки было выделено четыре системы дизьюнктивных нарушений с преобладанием систем А (юго-восток - северо-запад) и Г (юго-запад - северо-восток), проникновение разломов вверх по разрезу до горизонта «С» (кровля нижней подсвиты березовской свиты). По этим данным наибольшая тектоническая дислоцированность характерна для сводовой части структуры. Эксплуатационным разбуриванием сводовой части не подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений, и при дальнейшем изучении Ямбургского месторождения влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность не учитывалось, а все несоответствия положения флюидных контактов и характера насыщения пластов гипсометрическому контролю объяснялись влиянием литологического фактора.

2.3 Нефтегазоносность

Состав и свойства пластовых углеводородных систем залежей Ямбургского месторождения последовательно рассматривались и утверждались в ГКЗ СССР в 1985 г (протокол № 9875), а затем в 1993 г (протокол № 206-доп 17.12.1993 г).

Первоначально в ГКЗ были представлены данные газоконденсатных исследований залежей пластов БУ₃¹, БУ₆², БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₉¹ и БУ₉², на основе которых по всем пластам потенциальное содержание конденсата в газе было принято на основе экспертной оценки равным 150 г/м³.

В процессе доразведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей проведены дополнительные исследования в шести разведочных и 24 эксплуатационных скважинах по уточнению и обоснованию состава и свойств пластового газа.

В 1993 г на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄^1-3, БУ₈⁰, БУ₈ ^1-2 и БУ₉².

Основные по запасам газа залежи (БУ₃¹, БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических параметров.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30-89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно,- 4,16-6,8 и 1,80-2,44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₅₊ варьирует от 2,51 до 2,85 % мол. или в весовом выражении 110 - 126 г/м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5 % мол.

2.4.2 Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0,11 - 0,03 % масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350 ⁰С. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0,7247 до 0,7818 г/см³, вязкость при 20 ⁰С - (0,763 - 1,124) ^.10^-6 м²/с. Парафины присутствуют в количестве 0,25 - 1,93 % масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 - 18 % масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 - 300 ⁰С до 30 % масс.

Конденсаты верхних залежей БУ₃ - БУ₄ относятся к типу легких с плотностью 0,722 -0,765 г/см³, о чем свидетельствует также его фракционный состав - 10 % точка отгона конденсата на уровне 60 - 80 ⁰С, 50 % - 126 - 132 ⁰С, содержание бензиновой фракции (до 200 ⁰С) 80 - 85 % объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300 ⁰С, высокое и составляет до 98 % объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0,2 % масс. Температура застывания конденсата - минус 50 ⁰С и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ₃ в среднем 5 % масс., в БУ₆ - 8 % масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27 % масс.

Конденсаты пластов БУ₆ до БУ₉ по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10 % отгона находится в пределах 70 - 80 ⁰С, 50 % - 130 - 145 ⁰С, 90 % - 285 - 310 ⁰С. Для 90 % точка выкипаемости 290 ⁰С. Отметим, что 90 % конденсата залежи БУ₃ - БУ₆ выкипает при 230 - 240 ⁰С. Конец кипения конденсата свыше 360 ⁰С. Плотность конденсата на уровне 0,76 - 0,78 г/см³.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ₃ к БУ₆) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0,7233 до 0.7818 г/см³, показателя преломления от 1,4106 до 1,4402 и доли ароматических углеводородов от 8,26 до 20,59 % масс.

2.5 Гидрогеология

4. Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях

Для нормальной эксплуатации скважин и поддержания технологического режима их работы необходимы периодические обследования состояния забоев и поддержание заданных дебитов газа и конденсата. Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации - разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое, обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвенных вод, накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа, разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пластовой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны, закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др. В начальные периоды после пуска скважины в эксплуатацию часто наблюдается улучшение продуктивной характеристики скважин, обусловленное очисткой призабойной зоны от бурового раствора и утяжелителя, оставшихся в призабойной зоне и на забое после окончания бурения.