Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи скважинной продукции на месторождении Усть-Томи

Сведения о расположении месторождения Усть-Томи, его газоносности, запасах газа и конденсата. Обоснование конструкции скважин и оборудования. Методы борьбы с гидратообразованием. Расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 08.12.2015
Размер файла 433,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

24

Размещено на http://www.allbest.ru/

20

Содержание

Реферат

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

Введение

1. Краткая геолого-промышленная характеристика месторождения Усть-Томи

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения

1.3 Газоносность

1.4 Основные параметры горизонтов

1.4.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

1.4.2 Толщины горизонтов

1.5 Физико-химические свойства и состав пластовых газов, конденсата и воды

1.5.1 Газоконденсатная характеристика

1.5.2 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата

1.5.3 Физико-химические свойства воды

1.6 Запасы газа и конденсата

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Общие сведения

2.2 Анализ состояния разработки месторождения

2.3 Обоснование конструкции скважины

2.4 Обоснование конструкции фонтанных подъемников и устьевого оборудования скважин

2.5 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин

2.6 Технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа к дальнему транспорту

3. Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи скважинной продукции на месторождении Усть-Томи

3.1 Теоретические предпосылки возникновения гидратов

3.1.1 Влагосодержание природных газов

3.1.2 Состав и структура гидратов

3.1.3 Условия образования гидратов

3.2 Методы борьбы с гидратообразованием

3.2.1 Основы ингибирования процесса гидратообразования

3.2.2 Краткая характеристика основных ингибиторов гидратообразования

3.2.3 Технология ввода ингибиторов

3.2.4 Требования к проведению работ по ликвидации гидратов

3.3 Расчет равновесных условий гидратообразования в простаивающей и работающей газовой скважине

3.4 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

3.5 Расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин

4. Экономическое обоснование внедрения путевых подогревателей газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

4.1 Краткая характеристика организационной структуры предприятия

4.2 Анализ издержек производства добычи газа месторождения Усть-Томи в период 98-99 гг.

4.3 Экономический эффект от внедрения путевых подогревателей газа (ППГ)

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда на предприятии "Катанглинефтегаз"

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности

Заключение

Список использованных источников

Реферат

Дипломный проект 127 страниц, 21 рисунок, 35 таблиц, 12 источников.

Газ, гидраты, ингибитор, метанол, месторождение, скважина.

Геологическая часть включает в себя сведения о расположении месторождения Усть-Томи и его структуре, газоносности, запасах газа и конденсата, сведения о газовых скважинах этого месторождения.

В разделе разработки месторождения приведены основные показатели разработки месторождения Усть-Томи, состояние разработки месторождения, обоснование конструкции скважин и устьевого оборудования, технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

В технологической части выполнены следующие расчеты: тепловой и гидравлический расчет скважин и шлейфов скважин, а также расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин.

В разделе экономики произведен расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей газа на месторождении Усть-Томи.

В разделе безопасность и экологичность проекта приведены требования по факторам безопасности и экологичности сбора газа и конденсата, приведена оценка источников и видов вредного воздействия на природную среду. Произведена оценка эффективности мероприятий по обеспечению производственной безопасности, технических систем и технологических процессов.

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

ГВК - газоводяной контакт;

ГО - гражданская оборона;

КПД - коэффициент полезного действия;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация;

ПВН - площадка входных ниток;

ППГ - путевой подогреватель газа;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ЧС - чрезвычайная ситуация;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

б - параметр Шухова;

сн - плотность газа в стандартных условиях;

ср - плотность газа в рабочих условиях;

Di - коэффициент Джоуля-Томсона;

W - влагосодержание природного газа;

Zн - коэффициент сжимаемости в стандартных условиях;

Zр - коэффициент сжимаемости в рабочих условиях;

Мг - молекулярная масса газа;

Рк - давление конечное;

Рн - давление начальное;

Рпл. - давление пластовое;

Ру. - давление устьевое;

Ср - изобарная теплоемкость природного газа;

Тк - температура конечная;

Тн - температура начальная;

Ту. - температура устьевая.

Введение

Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Сахалина.

Практически к 2006 году газ может занять доминирующее место в топливном балансе Хабаровского края. Выявленные запасы газа позволяют обеспечивать его устойчивое поступление в течение многих десятилетий, появится возможность сбалансировать тарифы на тепловую и электрическую энергии.

Газоснабжение Хабаровского Края осуществляется природным газом по магистральном газопроводам Даги-"Оха" и "Оха-Комсомольск". Источником природного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина. Транспорт газа до г. Комсомольск-на-Амуре - бескомпрессорный, производится за счёт высокой пластовой энергии газа на месторождениях и высокой пропускной способности газопровода при низких объемах транспортируемого газа.

Освоение шельфа в рамках проектов "Сахалин - 1" и "Сахалин - 2" позволит увеличить добычу газа к 2005 г. в 12 раз по сравнению с 1995 г. ОАО "НК "Роснефть "Сахалинморнефтегаз" планирует довести уровень поставок газа в Хабаровский край к 2006 году до 3,3 млрд. м3. в год, что в пересчете на условное топливо равно количеству потребляемого в крае угля.

Свою посильную лепту в увеличении газовой составляющей топливного баланса энергетики Сахалинской области вносит газоконденсатное месторождение Усть-Томи.

Задача настоящего дипломного проекта заключается в рассмотрении основных причин возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи, и предложить к внедрению более экономически выгодный вариант предотвращения гидратообразования. В связи с этим был произведен гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин, цель которого заключалась в определении возможности образования гидратов в системе сбора скважинной продукции, а также потребного количества ингибитора гидратообразования.

1. Краткая геолого-промышленная характеристика месторождения Усть-Томи

1.1 Общие сведения о месторождении

Усть-Томинское газоконденсатное месторождение расположено на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 190 км к югу от г. Охи. В административном отношении месторождение входит в состав Ногликского района Сахалинской области и находится в 30 км севернее районного центра пос. Ноглики. Ближайшим месторождением, расположенным в 5 км северо-западнее, является газонефтяное месторождение Монги, рисунок 1.1.

Поселок Ноглики связан с г. Охой узкоколейной железной и грунтовой дорогами, проходящими вдоль восточного берега острова Сахалин, в двух километрах западнее Усть-Томинского месторождения, которое скрыто под водами Ныйского залива. Ныйский залив представляет собой мелководную лагуну, глубиной 2,5-4 м, вытянутую вдоль западного побережья Охотского моря на расстоянии 45 км при ширине от 1-2 до 4-6 км. От Охотского моря залив отделен узким (0,6-1 км) песчаным островом Гафовича, вытянутым в меридиональном направлении до 13 км. Остров покрыт редкой травяной растительностью, местами стланиковым кустарником, с абсолютными высотными отметками до 10 м. Западный берег Ныйского залива представляет собой равнинную заболоченную низменность, практически без древесной растительности, с абсолютными высотными отметками от 6-10 до 19 м.

Режим вод в заливе контролируется приливно-отливными морскими течениями и ветровыми потоками.

Климат района месторождения, характерный для северной части о. Сахалин, носит муссонный характер, с морозной продолжительной зимой (до минус 35оС) и коротким дождливым и прохладным летом. В летние месяцы здесь преобладают ветры восточного направления, а в осенне-зимний период западного и северо-западного.

На площади Усть-Томи пробурено 17 глубоких (до 3800 м) поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, вскрывших в отложениях дагинской свиты тринадцать продуктивных (газоконденсатных) горизонтов (II, IIa, III, IIIa, IV, VI, VIa, VII, VIII, IX, IXa, X, Xa).

В связи с тем, что месторождение находится под водами Ныйского залива, здесь осуществлялось бурение наклонно-направленных скважин.

В пределах площади месторождения никаких обустроенных поселков нет, кроме временного жилья буровиков (вахтовые будки на буровых).

1.2 Характеристика геологического строения

Усть-Томинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной на восточном крыле Монгинской антиклинальной зоны. По результатам сейсморазведки и поисково-разведочного бурения представляет собой пологую брахиантиклиналь северо-северо-западного простирания, погребенную под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально залегающими с падением слоев на северо-восток.

По кровле дагинских отложений складка имеет размеры 5Ч2,5 км. Складка асимметрична; восточное крыло пологое, западное - крутое. С глубиной складка меняет форму от куполовидной до вытянутой в северном направлении за счет увеличения углов падения пород от 2-3о до 4-5о. При этом амплитуда складки увеличивается от 40 (II горизонт) до 90 м (Xa горизонт). Для структуры характерно смещение свода в юго-восточном направлении до 250 м (в пределах глубин 2600-3300 м).

Южная периклиналь складки осложнена конседиментационным сбросом с амплитудой 25-60 м и падением плоскости сбрасывателя на северо - запад.

Стратиграфический разрез Усть-Томинского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста; по фаунистическим и литологическим признакам подразделяется на три свиты (снизу-вверх); дагинскую, окобыкайскую и нутовскую. Общая толщина вскрытых скважинами отложений составляет около 3800 м, рисунок 1.2.

Дагинская свита - залегает на глубинах 2790-3470 м; представлена песчаниками, глинами и алевролитами, причем в разрезе преобладают песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритисто-глинистые, от слабоуплотненных до крепкосцементированных.

Глины темно - серого цвета, алевритистые, разделяющие песчаные пласты, имеют толщину от 5-8 м до 25-35 м.

Алевролиты песчано-глинистые, косослоистые, часто образуют с песчаниками и глинами постепенные взаимопереходы.

Толщина песчаных горизонтов меняется в широком диапазоне; от 4-17 м (II, IIIa, IXa горизонты) до 50-31 м (VIa, XI, XII горизонты). Всего в разрезе выделено 18 песчаных горизонтов, 13 из которых (II, IIa, III, IIIa, IV, VI, VII, VIII, IX, IXa, X, Xa) продуктивны.

Вскрытая скважинами толщина дагинской свиты составляет 1000 м, при этом следует отметить некоторое увеличение толщин (на 60-80 м) свиты в пределах южной периклинальной части структуры, а так же в западном направлении.

Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые. Причем увеличение алевритисто-глинистых фракций в коллекторах наблюдается в основном, в подошвенной части горизонтов, а для IX, IXa, X горизонтов и в кровельной. Иногда встречаются прослои слабосцементированных песчаников с карбонатным цементом. В связи с тем, что в каждом горизонте встречаются коллекторы всех трех указанных разностей, коллекторские свойства их меняются в широких пределах.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез месторождения Усть - Томи

1.3 Газоносность

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты. В её разрезе выделено 13 промышленно-продуктивных горизонтов - II, IIa, III, IIIa, IV, VI, VIa, VII, VIII, IX, IXa, X, Xa.

По типу природного резервуара все залежи относятся к пластовым, сводовым, замкнутого контура: входят в группу залежей с терригенными коллекторами, а по степени заполнения ловушек углеводородами - к полнопластовым и неполнопластовым.

По характеру и фазовому состоянию углеводородов все залежи газоконденсатные.

Высота залежей различна - от 8 м (Xa горизонт) до 32 м (IX горизонт); их размеры изменяются от 780Ч450 м (Xа горизонт) до 2250Ч1170 м (IX горизонт).

Залежи II, IX, IXa и X горизонтов являются полнопластовыми, в пределах которых выделяются газовые и газо-водяные зоны. Размеры газовых зон незначительны (в 3-10 раз меньше газо-водяных зон).

Для залежей IX, IXa и X горизонтов, внутренние контуры газоносности проведены исходя из продуктивности скв. №1, где они газоносны полностью, а для II горизонта - по структурным построениям.

Остальные залежи - водоплавающие, подстилаются подошвенной водой.

Контакты поверхности газа и воды принимаются горизонтальными; средние абсолютные отметки их по горизонтам приводятся в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Средние абсолютные отметки ГВК

Гори-

№№

Отметка ГВК, м

зонт

скв.

по геофизическим

по опробованию

принятая при

исследованиям

скважин

проектировании

II

2

2617

2617

2617

IIa

2

2637

2635

2635

III

1, 2

2681

2681

2680

IIIa

2

2730

2733

2730

IV

1, 2, 9

2766

2767

2765

VI

1, 2

2882

2882

2880

VIa

1, 2, 9

2940

2936

2940

VII

1, 2, 9

3019

3017

3019

VIII

1, 2, 9

3078

3079

3078

IX

2, 9

3123

3122

3123

IXa

2

3142

3142

3142

Х

2

3163

3158

3163

Ха

1

3178

3173

3173

1.4 Основные параметры горизонтов

1.4.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые. Причем увеличение алевритисто-глинистых фракций в коллекторах наблюдается, в основном, в подошвенной части горизонтов, а для IX, IXa и X горизонтов и в кровельной. Иногда встречаются прослои слабосцементированных песчаников с карбонатным цементом. В связи с тем, что в каждом горизонте встречаются коллекторы всех трёх указанных разностей, коллекторские свойства их меняются в широких пределах.

В целом по месторождению пористость коллекторов меняется в пределах 13,2-23,5%, проницаемость - от 0,0024 до 1,601 мкм2. Пористость коллекторов, представленных песчаными фракциями составляет 15-22,8%, проницаемость - от 0,002-1,601 мкм2, пористость алевролитов и их фракций- 13,2-19,3%, проницаемость 0,0024 - 0,056 мкм2, алеврито-песчаные фракции характеризуются значениями пористости 14,8-20,2% и проницаемости 0,010-0,676 мкм2.

VII, VIII, IX, IXa горизонты также весьма изменчивы по литологическому составу. Коэффициент газонасыщенности колеблется в пределах 0,57-0,78 (VII горизонт), 0,62 (IXa горизонт). Пористость по результатам лабораторных определений изменяется от 15 до 21%, проницаемость - от 0 до 0,9 мкм2 (VII, VIII горизонты), 0,24 мкм2 (IX горизонт).

Для установления нижних пределов пористости (13%) и проницаемости (0,0015 мкм2) коллекторов продуктивных горизонтов месторождения были использованы имеющиеся результаты лабораторных исследований керна и газогидродинамических исследований скважин.

Сравнивая результаты определения пористости коллекторов по керну и по геофизическим данным, можно отметить, что расхождения в значениях пористости незначительны (6%, иногда до 10%), что позволяет в равной степени достоверности использовать величину пористости коллекторов, полученную как по изучению керна, так и по геофизическим материалам. Однако, при выборе расчетных величин пористости приняты значения, определенные по геофизическим исследованиям скважин (ГИС), так как их значения позволяют наиболее достоверно и полно охарактеризовать значение данного параметра как по разрезу, так и по площади месторождения.

Величина пористости определялась из средневзвешенных значений по интервалам интерпретации продуктивных частей разреза в скважинах как среднеарифметическая величина.

Коэффициент газонасыщенности прямым лабораторным методом не определялся. Определение остаточной газонасыщенности (Квост) производилось по лабораторным исследованиям керна методом центрифугирования. Полученные при этом данные использовались при построении зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности. Эта зависимость легла в основу при оценке газонасыщенности по промыслово-геофизическим материалам. Величина газонасыщенности определялась как среднеарифметическая из средневзвешенных значений по интервалам интерпретации в скважинах.

1.4.2 Толщины горизонтов

II горизонт характеризуется относительной литологической выдержанностью. В разрезе горизонта встречаются маломощные прослои темно - серых плотных глин. Общая толщина горизонта изменяется от 11,4 до 15,2 м при эффективной 10,4-15,2 м.

IIa горизонт - литологически однороден. Общая толщина горизонта изменяется к западу от 23,6 до 37 м, эффективная - от 20 до 35,8 м.

III горизонт представлен чередованием алевролита и песчаника. Общая толщина горизонта изменяется в северном и южном направлениях от 41,2 до 52,8 м, эффективная 38,8-51,2 м, газонасыщенная - 4-14,8 м.

IIIа горизонт литологически изменчив, в разрезе встречаются маломощные прослои глин. Общая толщина горизонта изменяется в северном и южном направлениях от 4 до 10 м, при эффективной 3,4-10 м.

IV горизонт литологически однороден. Среди песчаников встречаются маломощные прослои глин. Общая толщина горизонта 48,6-54,8 м, эффективная 44,8-52,8 м.

VI горизонт глинистым разделом разделен на два пласта. Первый пласт представлен монолитной пачкой песчаников, толщиной 10-12 м, ниже переслаивание песчаника и глин. Общая толщина горизонта 42-47 м, эффективная 39,2-45,2 м, газонасыщенная толщина 14,5-11 м.

VIа горизонт литологически неоднороден по разрезу. Общие толщины горизонта увеличиваются от свода в северном и южном направлениях от 50,8 до 57,2 м, эффективные от 44 до 54,6 м.

VII горизонт представляет собой чередование песчаников, алевролитов, глин. Общие толщины изменяются в тех же направлениях, что и по вышележащему горизонту, от 34,2 до 43,4 м, при эффективной 29,2-38,3 м.

VIII горизонт литологически изменчив и представляет собой чередование алевролитов, песчаников и маломощных глин, увеличение толщины происходит в западном направлении от 34 до 40,8 м, при эффективной 27,4-31,9 м.

IX горизонт представлен чередованием песчаника и алевролита с прослоями маломощных глин. Увеличение толщины происходит в северном направлении от 28,6 до 36 м, эффективная толщина изменяется от 25,4 до 32,2 м.

IXa горизонт аналогичен IX, но увеличение толщины происходит в северном направлении от 5,6 до 15,6 м, при эффективной от 3,8 до 13,8 м.

X горизонт литологически изменчив. В средней части горизонта отмечается наличие прослоев глин. Общая толщина изменяется в северном и южном направлениях от 61,6 до 64 м, эффективная от 44,6 до 53,6 м.

Глинистые разделы между II, III и IIa горизонтами представлены толщиной от 5 до 12 м, относительно однородны по своему литологическому составу.

Глинистые разделы между III и IV, V и VI, VI и VIa горизонтами, представлены чередованием уплотненных глин и алевролитов, толщиной 12-13 м. Следует отметить, что толщина глинистого раздела между VI и VIa уменьшается в сводовой части до 3 м.

Покрышки между VII и VIII горизонтами, толщиной 20-22 м представлены плотными глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов и глинистых песчаников.

Глинистые разделы между VIII, IX, X и Xa горизонтами представлены крепкими, глинистыми известковыми алевролитами, толщиной 4 - 8 м. Уменьшение толщин глинистых разделов происходит с глубиной.

1.5 Физико-химические свойства и состав пластовых газов, конденсата и воды

В процессе разведки и разработки месторождения на скважинах проводились отборы проб газа и конденсата с целью получения данных об их физико-химических свойствах, а также составления рекомбинированных проб пластовых флюидов при исследовании фазового поведения.

Отбор проб свободных газов и конденсатов производился после сепарации при установившемся режиме работы скважины на устье.

Для рекомбинирования пластовых флюидов и исследования фазового поведения были отобраны 11 проб газа сепарации и конденсата по 8 горизонтам (IIa, III, IV, VIa, VII, VIII, IX, X+Xa). Пробы были отобраны в контейнеры при зафиксированных условиях сепарации.

1.5.1 Газоконденсатная характеристика

С целью изучения газоконденсатной характеристики месторождения в период разведки был проведен комплекс промыслово-лабораторных исследований скважин.

При проведении промысловых исследований скважин на газоконденсатность применялся метод непрерывного отбора промышленных количеств газа из сепаратора передвижной сепарационной установки.

При этом определялись:

- конденсато-газовый фактор (КГФ) при определенных давлениях и температурах сепарации;

- объёмный коэффициент усадки нестабильного конденсата;

- количество газов дегазации и дебутанизации;

- плотность и молекулярная масса дебутанизированного конденсата;

- отбор проб отсепарированного газа и нестабильного конденсата для лабораторных исследований.

Результаты промысловых газоконденсатных исследований приведены в таблице 1.2.

На основании результатов промысловых исследований и анализов проб газов сепарации, дегазации и дебутанизации, определенных методом газовой хроматографии, определены компонентный состав и физико-химические свойства добываемых газоконденсатных систем по исследуемым залежам.

В процессе геологоразведочных работ на месторождении Усть-Томи по восьми залежам горизонтов (IIa, III, IV, VIa, VII, VIII, IX, X-Xa) был проведен комплекс промыслово-лабораторных исследований, позволивший определить выход конденсата из газа, его потенциальное содержание в газе и коэффициент конденсатоотдачи, а также физико-химическую характеристику конденсата. При проведении промысловых исследований скважин на газоконденсатность применялась методика промышленных отборов газа из сепаратора. При этом были отобраны пробы газа и конденсата при давлениях 3,0-6,3 МПа и температурах - (минус 27-22оС) и определен выход стабильного конденсата в количествах, соответственно, 60 и 99 см33. Лабораторными методами определены коэффициенты усадки, равные 0,81-0,97, и с учетом их - выход сырого конденсата (67-120 см33). Величина потенциального содержания фракции "пентаны+высшие", наиболее точно отражающая содержание жидких (при атмосферных условиях) углеводородов в пластовом газе изменяется в пределах 46-80 г/м3.

Термодинамические исследования рекомбинированных проб пластового газа проводились методами дифференциальной и контактной конденсации. При этом определялись, давление начала конденсации пластового газа, пластовые потери насыщенного конденсата при различных пластовых давлениях в залежи, давление максимальной конденсации. В результате исследований фазового поведения пластового газа было установлено, что последний находится в насыщенном состоянии по всем залежам. Максимальное выпадение конденсата будет иметь место при снижении пластового давления до 6,0 МПа. Конечный коэффициент конденсатоотдачи при 0,1 МПа колеблется от 0,685 до 0,782.

1.5.2 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата

Физико-химические свойства пластовых газов изучены по восьми продуктивным горизонтам, а физико-химические свойства конденсатов по VIa, VIII, IX, Xа горизонтам, таблица 1.3.

Характерным для месторождения является небольшая изменчивость состава пластового газа по разрезу, метан является основным компонентом в составе газа и его содержание в объёмных процентах изменяется от 91,4 (IV горизонт) до 94,26% (IX горизонт). Содержание этана - от 3,62 до 2%, пропана - от 1,23 до 0,58%, бутана - от 0,1 до 0,6%. Содержание паров пентана и более тяжелых гомологов метана изменяется от 0.9 до 1.48.

Неуглеводородные компоненты представлены СО2 и N2, содержание которых в газе колеблется в пределах 1,09-3,003% и 0,1-0,76% соответственно.

Свободный газ (таблица 1.4) продуктивных горизонтов также характеризуется одним и тем же составом,- содержание углеводородов в нём достигает 96,8-98,7%. В компонентном составе углеводородных газов содержание метана изменяется - от 92,2 до 95,5%, этана 2,01-3,65%, пропана 1,24-0,57%, бутана - 0,1-0,26, пентана - 0,04-0,2%.

Из неуглеводородных компонентов в газе сепарации содержится углекислый газ (3,03-1,1%), азот (0,76-0,1%). Сероводород в газе не обнаружен.

Физико-химические свойства конденсатов месторождения и групповой состав представлены в таблицах 1.3, 1.5, 1.6. Исследованы 6 объектов по 4-м горизонтам; при этом закономерности увеличения плотности конденсатов с глубиной не отмечено. Несколько повышена плотность конденсатов, отобранных лишь из более пониженных участков залежи (VIII горизонт, скважина №1).

Для конденсатов месторождения в целом характерны высокие значения их плотности (0,7835-0,8069 г/см3); температура начала кипения 45-65оС, до 300оС выкипает - 90%. Отмечаются несколько пониженные выходы бензиновых фракций - до 200оС выкипает в среднем 65%, что объясняется большим содержанием в конденсате ароматических углеводородов, таблица 1.5.

Групповой углеводородный состав конденсатов довольно разнообразен, таблица 1.6. Наряду с метановыми конденсаты содержат большие количества ароматических и нафтеновых углеводородов. Конденсат VIa и IX горизонтов относятся к метаново-ароматическому типу (МА). Конденсат Xa X-Xa горизонтов относится к нафтено-метановому типу с содержанием нафтеновых 56,4%, 58% и метановых - 23,6% и 25,1% углеводородов, соответствено.

В распределении групп углеводородов по фракциям наблюдается следующая закономерность: содержание ароматических углеводородов возрастает с повышением интервала выкипания фракций, достигая максимума в большинстве случаев во фракции 150-200оС. Исключение составляют конденсаты из скважины №1 (Ха и Х-Ха горизонты), где наибольшее количество ароматических углеводородов приходится на фракцию 200-250оС. Максимальные количества нафтеновых углеводородов приходится на фракции 60-95оС и 95-122оС. Максимальные количества метановых углеводородов приходятся на фракцию НК-60оС, минимальные - на фракцию 95-122оС.

1.5.3 Физико-химические свойства воды

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Исключение составляют воды IV и IX горизонтов, которые относятся к водам хлоро-кальциевого типа.

Минерализация пластовых вод месторождения по площади и разрезу изменяется в пределах 11,7-17 г/л, достигая максимальных значений в нижних горизонтах. Содержание в водах иона хлора (6,9-9,5 г/л) в несколько раз превышает количество гидрокарбонатов (1-3,5 г/л); степень их метаморфизации-низкая, отношение натрия к хлору rNa/rCl = 0,8-1,4; содержание сульфатов также невелико, сульфатный коэффициент

(rSO4/rCl)100% = 0,4-0,9.

В водах месторождения содержатся специфические компоненты - йод, бром, бор в концентрациях 3-6,8 мг/л, 2,6-43,4 мг/л, 2,6-42,4 мг/л соответственно.

Относительно газовых залежей воды большинства горизонтов относятся к подошвенным, а воды II, IX, IXa и X горизонтов - к контурным.

Сведения о растворенном в водах месторождения газе имеются только по IV и X горизонтам, которые по своему составу мало отличаются от состава свободного газа. Так, например, содержание метана, азота и углекислоты в водорастворенных газах лежит соответственно в пределах 80,1-89,5%, 0,4-0,8% и 9,2-17,7%. В свободном же газе содержание метана составляет 92-97 %, азота - 0,2-0,6%, углекислого газа - 1,1-3,3%.

Газонасыщенность пластовых вод составляет 3,1-4,2 м33.

1.6 Запасы газа и конденсата

Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Усть-Томи произведен объёмным методом на основании промыслово-геофизических исследований скважин, опробовательских и исследовательских работ; изучения газоконденсатной характеристики залежей, компонентного состава газов.

В 1985 году был произведен подсчет запасов газа и конденсата и утвержден 16.12.1985 г. ЦКЗ Мингазпрома (протокол от 2.12.1985 г., г. Москва) в следующих объемах:

- газ (категория С12) - 5496 млн.м3

- в том числе С1 - 5116 млн.м3

- конденсат (категория С12) - 377 тыс. т

- в том числе С1 - 350 тыс. т.

Исходные данные о принятых подсчетных параметрах и запасах газа и конденсата по горизонтам при проектировании приведены в таблице 1.7.

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Общие сведения

По состоянию на 2003 г. на месторождении Усть-Томи пробурены 7 (№№1, 2, 3, 6, 8, 9, 12) поисково-разведочных и 10 (№№20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29) эксплуатационных скважин.

Характеристика фонда скважин, пробуренных на площади, приводится в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика фонда скважин

Наименование

Характеристика фонда скважин

Количество скважин

Фонд скважин

Пробуренный фонд

в том числе:

добывающие

в освоении после бурения

наблюдательный фонд

в консервации

разведочные, выполнившие назначение

17

4 (№№ 26, 27, 28, 29)

-

-

6 (№20, 21, 22, 23, 24, 25)

7 (№№ 1, 2, 3, 6, 8, 9, 12)

Для разработки залежей месторождения техническое состояние и расположение только четырех скважин (№№26, 27, 28, 29) позволяет рекомендовать их для эксплуатации.

2.2 Анализ состояния разработки месторождения

Газоконденсатные залежи месторождения введены в разработку в 1996 г. Технологические показатели разработки месторождения Усть-Томи приведены в таблице 2.2 и на рисунке 2.1.

Таблица 2.2 Технологические показатели разработки

Год разработки

Показатели разработки

Отбор, млн. м3

Средне-суточный дебит одной скважины, тыс.м3

/сут

Фонд скважин

Извлечение конденсата, тыс. т

за год

с начала разработки

всего

действующие

за год

с начала разработки

1996

65,6

65,6

268

15

2

3,4

3,4

1997

234,2

299,8

261

16

3

14

17,4

1998

237,3

537,1

235

16

3

14,8

32,2

1999

200,3

737,4

180

17

3

12

44,2

2000

187,8

925,2

126

17

3

13,5

57,7

2001

180,9

1106,1

128

17

4

12,4

70,1

2002

169,2

1275,3

131

17

4

8,6

78,7

2003

175,5

1450,8

130

17

4

7,9

86,6

В 2002 г. разрабатывалось 3 газоконденсатных залежи: III (скважина №28), IIIа (скважина №27), IV (скважины №26, 29). В отчетном году произведены работы по переводу скважины № 28 на вышележащий III горизонт и скважины №26 на вышележащий IV горизонт.

Добыча газа за 2002 г. составила 169,2 млн.м3, при плановом задании 176,0 млн.м3, добыча конденсата - 8597 т, при плановом задании 10000 т.

Отбор газа по месторождению - 1418,2 млн.м3 или 28,0% начальных запасов, извлечено конденсата 109,8 тыс. т. или 44,0% начальных извлекаемых запасов.

Средний дебит газа одной скважины за декабрь - 168 тыс.м3/сут., суточный отбор по месторождению - 460 тыс.м3.

Рисунок 2.1 Технологические показатели разработки месторождения Усть-Томи

Скважинами отработано 1245,6 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,938.

Время простоев скважин 1971 часов - 6,6% от отработанного времени, из них 1190 часов - ремонт технологического оборудования (капитальный ремонт скважин), 1 час - загидрачивания технологического оборудования, 719 часов - периодическая эксплуатация, 19 часов - исследование скважин, 42 часа - прочие простои.

Разработка III пласта

Газоконденсатная залежь III пласта введена в разработку 16 мая 2002 г. после перевода скважины №28 на вышележащий горизонт. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 120 тыс.м3/сут на 7 мм штуцере при давлении на устье 18,0 МПа.

Начальное пластовое давление в залежи составило 27,7 МПа. Отбор газа в отчетном году составил 34,3 млн.м3 или 9,6% начальных запасов, извлечено конденсата 2,5 тыс.т. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 25 МПа или 90,3% начального. Режим работы залежи - газовый.

Скважиной отработано 228,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,934, таблица 2.3.

Таблица 2.3 Состояние разработки III пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/ сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала разраб.

баланс. запасов

замер.

2002

34,3

34,7

9,6

1(28)

27,7

27,7

25,0

0,58

120

2,5 / 2,5

17,8 / 17,8

Разработка IIIа пласта

Газоконденсатная залежь IIIа пласта введена в разработку 21 декабря 2001 г. после перевода скважины № 27 на вышележащий горизонт. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 100 тыс.м3/сут на 6 мм штуцере при давлении на устье 19,8 МПа.

Начальное пластовое давление в залежи составило 27,0 МПа. Отбор газа в отчетном году составил 38,3 млн.м3, извлечено конденсата 2,4 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 39,7 млн.м3 или 72,2% начальных запасов, извлечение конденсата - 2,4 тыс.т или 120% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 23,5 МПа или 85,1% начального. Режим работы залежи - газовый.

Скважиной отработано 302,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,996, таблица 2.4.

Таблица 2.4 Состояние разработки IIIа пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

2001

1,1

1,4

2,5

1(27)

27,7

27,0

27,0

0,63

110

- / -

- / -

2002

38,3

39,7

72,2

1(27)

-

-

23,5

0,91

110

2,4 / 2,4

100 / 100

Разработка IV пласта

Газоконденсатная залежь IV пласта разрабатывается с 5 мая 2000 г. скважиной №29 принятой из бурения. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 195 тыс.м3/сут на 8 мм штуцере. Начальное пластовое давление в залежи составило 27,0 МПа. В 2002 г. залежь разрабатывалась двумя скважинами №29 и №26, которая переведена с VI пласта. Скважина №26 введена в эксплуатацию 31 мая 2002 г. с дебитом 130 тыс. м3/сут на 7 мм штуцере. Отбор газа в отчетном году составил 72,3 млн.м3, извлечение конденсата - 5,0 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 172,6 млн.м3 или 26,7%, извлечение конденсата - 12,3 тыс.т или 42,4% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 23,0 МПа или 81,5% начального. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважинами отработано 477,5 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,886. Дебит газа за декабрь по скважине №26 - 110 тыс.м3/сут. на 7 мм штуцере при давлении на устье 16,8 МПа, по скважине №29 - 120 тыс.м3/сут. на 7 мм штуцере при давлении на устье 19,4 МПа, таблица 2.5.

Таблица 2.5 Состояние разработки IV пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

2000

45,0

45,4

7,0

1(29)

28,1

27,0

26,0

0,02

185

4,5 / 4,5

4,5 / 4,5

2001

54,9

100,3

15,5

1(29)

-

-

24,5

0,035

164

2,8 / 7,3

9,6 / 25,1

2002

72,3

172,6

26,7

2(26, 29)

-

-

23,0

0,02

120

5,0 / 12,3

17,2 / 42,4

Разработка VI пласта

Газоконденсатная залежь VI пласта разрабатывается с 3 мая 1999 г. скважиной №26, которая была переведена с VIII горизонта.

Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 170 тыс.м3/сут на 8 мм штуцере. Отбор газа в отчетном году составил 12,6 млн.м3, извлечение конденсата - 0,7 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 177,7 млн.м3 или 54,2%, извлечение конденсата - 11,1 тыс. т или 61,6% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 21,0 МПа или 72,6% начального. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважиной отработано 118,6 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,988. В апреле 2002 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий IV горизонт. Дебит газа перед остановкой 79 тыс.м3/сут. на 8 мм штуцере при давлении на устье 7,7 МПа. Разработка залежи прекращена, таблица 2.6.

Таблица 2.6 Состояние разработки VI пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

1999

40,6

42,3

12,9

1(26)

28,8

27,0

25,0

0,09

308

4,0 / 4,0

23,5 / 23,5

2000

63,9

107,1

21,0

1(26)

-

-

24,8

0,063

170

3,4 / 7,4

20,0 / 43,5

2001

58,0

165,1

50,3

1(26)

-

-

23,0

0,035

160

3,0 / 10,4

16,6 / 57,7

2002

12,6

177,7

54,2

1(26)

-

-

21,0

0,16

обв.

0,7 / 11,1

3,8 / 61,6

Разработка VIа пласта

Газоконденсатная залежь VIа пласта разрабатывается с 20 апреля 2000 г. скважиной №27, которая была переведена с VII горизонта. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 190 тыс.м3/сут на 7 мм штуцере. В марте 2001 г. введена в эксплуатацию скважина №28, которая переведена с IX горизонта. В декабре 2001 г. в связи с обводнением скважина №27 переведена на вышележащий IIIа горизонт. Разработка залежи продолжалась скважиной №28. Отбор газа в отчетном году из залежи составил 11,7 млн.м3, извлечение конденсата - 0,7 тыс.т. За период разработки с учетом аварийного выброса на скважине №21 отбор газа составил 250,6 млн.м3 или 30,6%, извлечение конденсата - 19,4 тыс.т или 45,1% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 21,5 МПа при начальном 28,9 МПа. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважиной отработано 117,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,981. В апреле 2002 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий III горизонт. Дебит газа перед остановкой 65 тыс.м3/сут. на 8 мм штуцере при давлении на устье 6,8 МПа. Разработка залежи прекращена, таблица 2.7.

Таблица 2.7 Состояние разработки VIа пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

2000

40,0

172,0

21,0

1(27)

29,5

26,8

25,2

0,025

140

3,4 / 10,6

8,0 / 24,6

2001

66,9

238,9

29,2

2(27, 28)

-

-

23,0

0,027

123

8,1 / 18,7

18,8 / 43,5

2002

11,7

250,6

30,6

1(28)

-

-

21,5

0,13

обв.

0,7 / 19,4

1,6 / 45,1

Разработка VII пласта

Газоконденсатная залежь VII пласта разрабатывается с 9 октября 1996 г. скважиной №27, которая была принята на баланс, после бурения, в сентябре 1996 г. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 305 тыс.м3/сут на 10 мм штуцере. За период разработки отбор газа составил 330,9 млн.м3 или 40,1%, извлечение конденсата - 27,0 тыс.т или 54,0% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2001 г. -23,5 МПа или 76,8% начального. В марте 2000 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий VIа горизонт. Разработка залежи прекращена, таблица 2.8.

Таблица 2.8 Состояние разработки VII пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

1996

26,2

26,2

2,9

1(27)

30,6

28,6

28,6

0,0893

308

1,8 / 1,8

2,7 / 2,7

1997

117,1

143,3

17,1

1(27)

-

-

27,9

0,0231

318

10,5/12,3

21 / 25

1998

98,2

241,5

29,3

1(27)

-

-

23,5

0,0448

270

8,2 / 20,5

16,6 / 57,7

1999

74,4

315,9

38,3

1(27)

-

-

23,5

0,954

198

5,3 / 25,8

10,6 / 51,6

2000

15,0

330,9

40,1

1(27)

-

-

23,5

-

обв.

1,2 / 27,0

2,4 / 54,0

Разработка VIII пласта

Газоконденсатная залежь VIII пласта разрабатывается с 6 июля 1996 г. по 13 апреля 1999 г. скважиной №26. Разработка залежи прекращена в связи с обводнением скважины. За период разработки отбор газа составил 165,8 млн.м3 или 20,9%, извлечение конденсата - 14,5 тыс.т или 36,2% начальных извлекаемых запасов, таблица 2.9.

Таблица 2.9 Состояние разработки VIII пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала раз-раб.

баланс. запасов

замер.

1996

43,4

45,0

5,7

1(26)

30,9

28,2

28,2

0,0622

278

1,8 / 1,8

2,7 / 2,7

1997

62,7

107,2

13,5

1(26)

-

-

26,8

0,0653

179

5,1 / 8,6

12,8 / 21,5

1998

46,4

153,6

19,6

1(26)

-

-

26,0

0,1056

175

4,3 /12,9

10 / 32,3

1999

10,2

165,8

20,9

1(26)

-

-

25,1

0,5686

обв.

1,6 / 14,5

4,0 / 36,2

Разработка IX пласта

Газоконденсатная залежь IX пласта разрабатывается с 19 мая 1997 г. скважиной №28, которая была принята на баланс после бурения в мае 1997 г.

Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 254 тыс.м3/сут на 11 мм штуцере и давлением на устье 11,5 МПа. В мае 2000 г. скважина была остановлена для смены подвески НКТ, в результате дальнейшего освоения IX пласта получен приток пластовой воды. Скважину №28 перевели на вышележащий VIа горизонт. Разработка залежи прекращена в связи с обводнением. За период разработки отбор газа составил 246,5 млн.м3 или 31,7%, извлечение конденсата - 20,6 тыс.т или 47,9% начальных извлекаемых запасов, таблица 2.10.

Таблица 2.10 Состояние разработки IX пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа ьмлн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/

млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.