Борьба с гидратами на ОНГКМ. Борьба с гидратами. Анализ методов борьбы с образованием гидратов на газовых или газоконденсатных месторождениях онгкм
 Скачать 0.91 Mb.
|
|
Тема: «Анализ методов борьбы с образованием гидратов на газовых или газоконденсатных месторождениях - ОНГКМ» Содержание Введение Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году. Месторождение расположено в Европейской части России с развитой инфраструктурой. Добываемая продукция ОНГКМ - углеводородное сырье (природный газ, газовый конденсат и нефть). Продуктами переработки сырья ОНГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), этан, гелий, стабильный конденсат, нефть и сера. Оренбургское НГКМ. В настоящее время Оренбургское НГКМ в значительной степени исчерпала свои запасы, газоотдача по ним достигла от 20 до 30 %. Оренбургское НГКМ вступило в период падающей добычи с 1971 г., характеризующийся падениием пластового давления, подъемом пластовой воды к интервалам перфорации эксплуатационных скважин, разрушением пласта-коллектора и, как следствие, ухудшением условий добычи газа. Высокие пластовые давления Оренбургского НГКМ обеспечивали возможность подготовки газа к дальнейшему транспорту при параметрах процесса с получением товарной продукции требуемого качества. В настоящее время Оренбургское НГКМ эксплуатируется в условиях упруговодонапорного режима. В связи с этим становится актуальным вопрос анализа всех систем газовых промыслов. Целью работы является анализ условий образования гидратов и методы для предупреждения и борьбы с гидратообразованием на месторождении, в том числе определение мест и условий гидратообразования; Представлены расчёты распределения температуры в работающей и остановленной скважине. В проекте приведены расчёты распределения температуры в газопроводе (шлейфе), определены условия образования газовых гидратов в промысловых условиях. Проект выполнен в соответствии с заданием на курсовое проектирование. 1.Краткая геолого-промысловая характеристика ОНГКМ Общие сведения о месторождении Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Переволоцкого, Илекского и Оренбургского района Оренбургской области. Месторождение пересекает железнодорожную магистраль от Москвы до Ташкента; автомобильные дороги от Оренбурга до Илека и от Оренбурга до Соль-Илецка. Месторождение находится в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне. На её территории расположены сёла Никольское, Дедуровка, Нижняя Павловка, Городище, Красный Холм, 9 Января, Южный Урал и некоторые другие населенные пункты. В географическом отношении месторождение находится в широкой, хорошо разработанной долине реки Урал. Левый склон долины пологий, плавно понижается в северном направлении. Правый склон долины более крутой и изрезан оврагами и балками. Через всю площадь, с востока на запад, в близком к широтному направлению протекает река Урал. Русло реки очень извилистое, почти на всём протяжении образуют старицы. Ширина реки изменяется от 40 до 60 м, глубина от 1,5 м до 10 м. В связи с тем, что климат в районе резко континентальный, колебания температуры очень велики - летом от 5°С до 40°С, зимой от 0°С до минус 40 °С. Самым теплым месяцем в году является июль, самым холодным январь. Месторождение относится к зоне с недостаточным увлажнением, где за год выпадает всего до 415 мм осадка, а испарение превышает от 600 до 800 мм/год. Глубина промерзания грунта 1,8 м. Общая площадь Оренбургского НГКМ составляет 143835 га, около 80 % площади составляют пашни, 11 % - лес и водоемы, 9 % - государственные заказники, автомобильные и железнодорожные магистрали. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза Наиболее древними из вскрытых в пределах месторождения отложений являются ордовикские. Представлены ордовикские отложения каолинитогидрослюдистыми аргиллитами и разнозернистыми алевролитами, и песчаниками (преимущественно полевошпатово-кварцевыми); породы в некоторой степени метаморфизованы. Девон (развитый участками и в объеме только Фаменского яруса), карбон и нижняя Пермь (до Артинских ангидритов, залегающих в верхней части яруса) представлены известняками (нередко измененными за счет доломитизации) с прослоями терригенных пород: или аргиллитов и песчаников (Фаменский ярус, Бобриковский горизонт), или только аргиллитов (Радаевский, Тульский и др. горизонты). Известняки чаще органогенные; представлены органогенно-обломоч-ными, органогенно-детритовыми, водорослевыми и т.п. разновидностями. Наиболее широко они развиты в башкирских, ассельских и Артинских обра-зованиях. Кунгурские отложения представлены в нижней части известняками и ангидритами (Филипповский горизонт), а выше каменной солью (Иренский горизонт). В верхней части разреза (верхняя Пермь, мезокайнозой) развиты преимущественно терригенные осадки (глины, алевролиты, песчаники) с прослоями мергелей, известняков, а иногда ангидритов, и гипсов (Уфимский ярус). Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней Перми в объеме от Артинского до Ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками преимущественно органогенными, в значительной степени изменеными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми. В данном разделе дано описание объектов и пластов, входящих в основную залежь. На рисунках 1.1, 1.2 предсталены схематический продольный профиль и структурная карта по кровле продуктивных отложений основной залежи Оренбургского НГКМ. В разрезе основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ, согласно принятой унифицированной схеме, выделяется 35 пластов, индекси-рованных как: I1, I2, I3, I4, I5, I6, R1-1, R1-2, II1, II2, II3, II4, II5, II6, II7, II8, R2-1, R2-2, R2-3, R2-4, III1, III2, III3, III4, III5, III6, III7, III8, III9, III10, III11, III12, III13, III14, III15. Толщина выделенных пластов варьирует от 0,5 м до 30 м, пласты определены по эталонной скважине 177Д, расположенной в центральной части месторождения на участке УКПГ-7. Продуктивная толща разделена на следующие объекты: первая коллекторская толща Артинского возраста, первый раздел и первая низкопоровая толща Сакмарского возраста; вторая коллекторская толща Сакмаро-ассельского возраста, второй раздел ассельского возраста, вторая низкопоровая толща ас-сельско-верхнекаменноугольного возраста; третья коллекторская толща верхнее и среднекаменноугольного возраста.  Рисунок 1.1 – Схематический продольный профиль Р Рисунок 1.2 – Структурная карта по кровле квбонатной пачки артинского яруса исунок 1.1 Рисунок 1.1- Схематическое изображение продольного профиля ОНГКМ Пласты Оренбургского НГКМ соотносятся с объектами следующим образом: пласты I1, I2, I3, I4, I5, I6 - первая Артинская коллекторская толща; пласт R1-1 – первый раздел; пласт R1-2 – первая низкопоровая толща; пласты II1, II2, II3, II4, II5, II6, II7, II8 – вторая коллекторская толща; пласт R2-1 – второй раздел; пласты R2-2, R2-3, R2-4 – вторая низкопоровая толща; пласты III1, III2, III3, III4, III5, III6, III7, III8, III9, III10, III11, III12, III13, III14, III15 – третья коллекторская толща. На Западном и Центральном куполах выделяются следующие объекты. I объект - приурочен к Артинскому и верхней части Сакмарского ярусов (пласты от I1 до R1-2). В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60 до 70 м и от 100 до 200 м, и достигают иногда более 150 м. II объект - объединяет нижнюю часть Сакмарского яруса, ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения (пласты от II1 до R2-4 включи-тельно). От основных коллекторов I объекта он отделяется плотными порода-ми раздела R1, который включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли Сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает от 20 до 30 м. Но на западном склоне Западного купола, верхняя, большая, часть R1 замещена проницаемыми разностями и перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела. Общая толщина II объекта практически такая же, что и у I объекта, изменяясь от 70 до 170 м, чаще всего составляет от 100 до 120 м. III объект - включает отложения верхнего и часть среднего карбона. Его толщины в зависимости от структурного положения изменяются от 20 до 280 м. От коллекторов II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R2, толщина которого меняется от нескольких десятков метров до 100 м и более. В пределах толщи R2, подобно R1, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми, и в этом случае проницаемые пропластки толщи становятся составной частью II объекта. Вследствие этого плотная часть пачки R2, выполняющая роль перемычки, сокращается до нескольких метров, как это имеет место на западном склоне. В восточной части месторождения (Восточный купол) выделены другие объекты и пласты. Тектоника В тектоническом отношении Оренбургское НГКМ приурочено к одно-именному валу, который представляет собой крупное широтное поднятие, осложняющее северный склон Соль-Илецкого свода. Свод расположен в зоне сочленения Прикаспийской синеклизы с Предуральским передовым прогибом. Он имеет широтное простирание и входит в систему крупных широтных поднятий, наследующих эпикалендонский структурный план и осложняющий восточный склон Русской платформы. В пределах Соль-Илецкого свода и Оренбургского вала, в частности широко развита соляно купольная тектоника, которая обуславливает значительное изменение мощностей соленосного кунгура и развитие грабенов. По кровле артинско-среднекаменноугольный карбонатной толщи Оренбургский вал в пределах своей изменчивости имеет протяженность 130 км при ширине от 25 до 30 км. Амплитуда вала от 500 до 700 м. Наиболее приподнята средняя часть вала, но кровле карбонатной пачки Артинского яруса залегает на абсолютной отметке 1227 м, амплитуда поднятия около 400 м. Характеристика продуктивных отложений. Газоносность. Характерной особенностью Оренбургского НГКМ является явно выра-женная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение, тип залежи массивно-пластовой. Изучение минералогического состава пород показывает, что в целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блок-пласт, в свою очередь, представляет переслаивание проницаемых и плотных прослоев. Особенно прослеживается два интервала большой толщины представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина от 35 до 40 м) и в ассельско-верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина на западе 50 м, в центре от 70 до 80 м). Эти интервалы являются разделами, разобщающими три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов. I объект включает карбонатные отложения Артинского яруса; II объект – нижнюю часть Сакмарского яруса и верхнюю толщу Ассельского яруса; III объект – нижнюю часть верхнего карбона и отложения верхней части среднего карбона. Характеристики карбонатных отложений Артинского яруса: - коэффициент пористости – от 1,7 до 13,6 %. - проницаемость – от 0,1·10-15 до 2,7·10-15 м2. - газонасыщенность – от 0,15 до 0,75. - общая мощность – 75 м. - эффективная мощность – 12 м. Характеристики пачки плотных пород верхней толщи Сакмарского яруса: - коэффициент пористости – от 1,3 до 8,0 %. - газонасыщенность – от 0,24 до 0,7. Характеристики нижней части Сакмарских отложений и верхней толщи Ассельского яруса: - коэффициент пористости – от 2,5 до 15,7 %. - проницаемость – от 0,05·10-15 до 47,5·10-15 м2. - газонасыщенность – от 0,36 до 0,83. - общая мощность – 57 м. - эффективная мощность – 23,2 м. Характеристики плотных пород нижней части Ассельского яруса и части верхнего карбона: - коэффициент пористости – от 1,1 до 11,6 %. - проницаемость – от 0,035·10-15 до 16,7·10-15 м2. - газонасыщенность – от 0,36 до 0,84 %. Характеристики нижней части верхнего карбона и отложения среднего карбона: - коэффициент пористости – от 1 до 13,8 %. - проницаемость – от 0,1·10-15 до 53,8·10-15 м2. - газонасыщенность – от 0,32 до 0,9. - общая мощность – 57 м. Худшие продуктивные свойства имеют Артинские отложения по срав-нению с продуктивными отложениями Сакмары и Карбона - низкая про-ницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости, тонкопористая структура, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Скважины, работающие, на эти отложения имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, явля-ется наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекто-ров. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку. Доминирующим фактором продуктивности Артинских отложений яв-ляется отсутствие трещиноватости. Лучшие коллекторские свойства имеют известняки Сакмарских, Ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше. Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ приведена в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ
Гидрогеология Водонапорная система ОНГКМ, подстилающая и оконтуривающая основную газоконденсатную и нефтяные залежи, приурочена к карбонатным породам каменноугольно-артинского возраста. Толщина водонапорной системы изменяется от 500 до 1500 м (в среднем 1000 м). Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В толще водонапорной системы выделяется множество водоносных горизонтов, которые гидродинамически связаны между собой, т.к. в разрезе не имеется регионально развитых водоупоров. Поэтому пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют единую пьезометрическую поверхность статических уровней, характеризуются одинаковым распределением пластовых давлений и имеют практически идентичный химический состав. До начала разработки статические уровни в скважинах, пробуренных на различные водоносные горизонты (от артинского до турнейского) в широком спектре глубин (от 1720 до 3470 м), устанавливались на близких глубинах - от 35 до 157 м (абсолютные отметки от плюс 72 до минус 41 м, чаще от плюс 30 до минус 10 м). Пластовое давление в водонапорной системе, приведенное к абсолютной отметке газожидкостного контакта (минус 1750 м), составляло до начала разработки ОНГКМ от 20,3 до 21,0 МПа и принято в среднем по месторождению 20,6 МПа. Физико-химическая характеристика газа или конденсата. Запасы газа и конденсата. Компонентный состав природного газа представлен в таблице 1.2, состав нестабильного и стабильного конденсата - в таблице 1.3. Таблица 1.2 - Компонентный состав природного газа по зоне УКПГ-8
Таблица 1.4 - Компонентный состав нестабильного и стабильного конденсата
Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром». Утвержденные запасы составили: - сырого газа - 1815 млрд.м3; - сухого газа - 1781 млрд.м3; - конденсата - 137,240 млн. т; - извлекаемого конденсата - 96,736 млн. т; - принятый коэффициент извлечения - 0,71. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||