Введение нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
Рисунок 2.7 – Эксплуатационный и специальный фонды скважин С целью проведения мониторинга по промстокам за первое полугодие 2007 года дополнительно пробурены 2 скважины: наблюдательная скважина NB-1; нагнетательная скважина RP-6. Специальный фонд также состоит из 6 подземных емкостей в соляных куполах, которые ранее предполагалось использовать для хранения конденсата; 18 скважин объекта «Лира»; 21 наблюдательная скважина с целью проведения мониторинга промсточных вод; 5 нагнетательных скважин для закачки промстоков; 7 наблюдательных скважин по контролю возможной миграции на триас и верхнюю пермь. В состав специального фонда входят 29 разгрузочных скважин, которые находятся в зоне техногенной загазованности. 15 разгрузочных скважин являются контрольно – наблюдательными; 8 разгрузочных скважин находятся в 34 консервации; 6 разгрузочных скважин находятся в зоне техногенной загазованности. Таблица 2.3 - Количество скважин фактически в эксплуатации за 1ое полугодие 2007 года 2007 год (1 ое полугодие) Январь Февраль Март Апрель Май Июнь По рапорту по добыче: -добывающих 70 71 72 71 72 70 - нагнетательных 14 14 14 14 14 14 Таблица 2.4 - Динамика изменения добывающих скважин в течение первого полугодия 2007 года. 2007 год (1 ое полугодие) Январь Февраль Март Апрель Май Июнь I объект - - - - - - I+II объект - - - - - - II объект 14 14 15 14 15 14 II+III объект 31 32 32 32 32 32 III объект 25 25 25 25 25 24 I+II+III объект - - - - - - ИТОГО: 70 71 72 71 72 70 Таблица 2.5 - Коэффициент эксплуатации действующего фонда КНГКМ за первое полугодие 2007 года. 2007 Коэф. использ. Количество Коэф. экспл. год среднее значение раб. скважин среднее значение Январь 0.508 70 0.711 Февраль 0.623 71 0.859 Март 0.645 72 0.887 Апрель 0.660 71 0.893 Май 0.613 72 0.818 Июнь 0.607 70 0.832 35 2.4 Сбор и подготовка скважинной продукции. На месторождении существуют три основных производственных объекта – установка комплексной подготовки газа 3 (УКПГ-3), установка комплексной подготовки 2 (УКПГ-2), комплекс переработки жидких углеводородов для экспорта (КПК). Замер количества добытого газа и конденсата в целом по месторождению производится на замерном пункте УКПГ и непосредственно перед Оренбургским газоперерабатывающим заводом (ОГПЗ) – отдельно замеряется расход газа сепарации и расход нестабильного конденсата. При этом определяется компонентный состав добываемого газа и конденсата и выполняется расчет материального баланса и состав пластовой системы, представляющей собой смесь углеводородов всех трех объектов разработки. УКПГ-3 расположена в северо-восточной части месторождения. На УКПГ-3 производится сепарация газа и жидких углеводородов и осушка газа перед отправкой в Оренбург в виде сырья для окончательной переработки. УКПГ-3 работает с 1984 года, и решено было провести мероприятия по расширению и совершенствованию добывающей деятельности, которые позволили повысить уровень производства конденсата до 5 млн. тонн в год. Также, были установлены новые системы управления, противопожарной безопасности и защиты и проведено общее усовершенствование установки. УКПГ-2 расположена в юго-восточной части месторождения. Общая площадь участка составляет примерно 1 км 2 . На УКПГ-2 расположено оборудование, обеспечивающее компрессию и обратную закачку газа в пласт. Основное оборудование УКПГ-2 – это конденсатные ловушки для отделения нефти и газа и гликолевые контакторы для дегидратации неочищенного сернистого газа перед обратной закачкой. На УКПГ-2 установлены газовые компрессоры «Нуово Пиньоне», которые являются образцами самой передовой технологии. Это трехступенчатые компрессоры с промежуточным воздушным охлаждением. Также имеется три блока, работающих параллельно. Мощность каждого из них 36 составляет 2,2 млрд. м3/год. Давление на входе равно 70 атмосфер, на выходе – до 550 атмосфер. КПК находится в северо-западной части месторождений. На КПК проходит процесс переработки серосодержащего углеводородного сырья месторождения. КПК поставляет на экспорт: 7 млн. тонн в год нефти, соответствующей международным параметрам, на мировой рынок; 4 млрд. м3 в год переработанного осушенного сернистого газа на экспорт в Оренбург через УКПГ-3, или на обратную закачку через УКПГ-2; 1 млрд. м3 в год очищенного газа для потребления на месторождении и в г. Аксае; 20 MВт электроэнергии в национальные электросети. На месторождении имеются четыре технологических линий, в которых используются одинаковые технологии. Данная технология выглядит следующим образом: газожидкостная смесь через сборный коллектор поступает во входной сепаратор С-101А/201А/301А, где газ отеляется от конденсата под давлением 110-128 кгс/см и при температуре плюс 35 0 С. Для предотвращения образования остатков парафина температура перед входным сепаратором и теплообменником поддерживается в пределах плюс 25 - 45 0 С. После сепарации газ объединяется с потоком газа вышедшей из наблюдательного сепаратора С-401, и единым потоком направляется в промежуточный сепаратор для отделения остаточной жидкости. После чего газ направляется в пункт подготовки газа с низкотемпературной сепарацией. Конденсат, выделившийся из входного сепаратора, направляется в пункт подготовки нестабильного конденсата для последующей отправки в Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). В линии подготовки газа последовательно установлены два рекуперативных Е-101А/201А/301А, Е-101В/201В/301В теплообменника типа “газ-газ”, где газ охлаждается до 0 – минус 10 0 С потоком охлажденного низкотемпературной сепарацией газа. 37 Охлажденный дроссель эффектом до -10 0 С газ под давлением 82 кгс/см поступает на вторую ступень низкотемпературной сепарации (НТС) в сепаратор С-102А/202А/302А. Отделенный после низкотемпературной сепарации газ объединяется с газом четвертой технологической линии, проходят через замерные установки на УКПГ-3 и направляются магистральным трубопроводом в ОГПЗ. Жидкая фаза отделенная после НТС поступает в трехфазный горизонтальный концевой сепаратор, где она подогревается до 20 0 С (при необходимости до 35 0 С) и от конденсата отделяется остаточный газ, жидкая смесь воды и метанола. Газовая фаза обратно направляется в НТС, конденсат направляется в установку подготовки конденсата, а жидкая смесь воды и метанола направляются в установку по подготовки воды. Жидкая фаза, отделившаяся на входном и промежуточном сепараторах, поступает в печь для нагрева Е-105/205/305, где она нагревается до 20-35 0 С и далее поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор С-103/203/303 с рабочим давлением 82 кгс/см. На первой технологической линии перед теплообменником предусмотрено добавление жидкой фазы с тестовых сепараторов. В трехфазном горизонтальном сепараторе С-103/203/303А газожидкостная смесь разделяется на газ, конденсат и жидкую смесь воды и метанола. Выделившийся газ обратно направляется в НТС, а конденсат направляется в теплообменник Е-108/208 для подогрева. В конце конденсат всех технологических линий объединяются и общим потоком направляются для стабилизации. На месторождении организован учет всей добываемой и поставляемой продукции, а также организован учет всех потерь продукции при его добыче, сборе и подготовке. Замер количества добытого газа и конденсата в целом по месторождению производится на замерном пункте Установки Комплексной Подготовки Газа (УКГП) и непосредственно перед Оренбургским Газоперерабатывающим 38 Заводом (ОГПЗ) – отдельно замеряется расход газа сепарации и расход нестабильного конденсата. При этом определяется компонентный состав добываемого газа и конденсата и выполняется расчет материального баланса и состав пластовой системы, представляющей собой смесь углеводородов всех трех объектов разработки. Месячная добыча газа сепарации и нестабильного конденсата по скважинам определяется по среднесуточным дебитам газа и конденсатогазовым фактором (КГФ), полученным в результате исследований скважин через сепаратор «Порта Тест», и фактически отработанному времени и корректируется затем в соответствии с объемами, полученными на замерном пункте в Оренбурге. Применяемая методика определения дебита скважин по газу и конденсату характеризуется недостаточной точностью из-за низкого качества и не систематичности сбора данных. Разделение продукции скважин, работающих на сумму объектов, производилось по утвержденным методикам, разработанным ВНИИгазом. В основе методик лежит разделение общего дебита скважины пропорционально комплексному параметру «произведение коэффициента пористости на эффективную толщину» (k*h эф .) отдельных укрупненных пластов с учетом изменения КГФ по глубине. При практическом применении этих методик были допущены ошибки, неточности, что привело к перераспределению добычи газа и жидкости между скважинами и объектами разработки, кроме того, при пересчете запасов в 2004 году была выполнена переинтерпретация геофизического материала и получены уточненные эффективные толщины и коэффициенты пористости по скважинам. Оперативный учет поставки сырого газа на Оренбург производится на замерных узлах 1,2,3,4 технологических линий и на выходе с дожимного компрессора газов выветривания «Man-Turbo». Приборами учета являются: На 1, 2, 3, 4 технологических линиях: расходомеры диафрагменного типа с выводом показаний на самопишущие приборы и в компьютерную базу 39 данных Foxboro; После компрессора «Man-Turbo»: встроенная фирмой–производителем труба Вентури с выводом показаний в базу данных Foxboro. Объем неочищенного газа, поставляемого по трубопроводам на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ), учитывается на хозрасчётном замерном узле, смонтированном на ОГПЗ и соответствует требованиям действующего стандарта ГОСТ 8.563.1-3-97. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств. Замерный узел аттестован в полном объёме Госстандартом России. Очищенный газ, поступающий по трубопроводу из Оренбурга на месторождение, учитывается на замерных узлах потребляющих объектов: УКПГ-3, УКПГ-2, КПК. Каждый замерный узел состоит из (на одной замерной линии измеряется расход очищенного газа на ГП-3, на второй – расход очищенного газа на Саттелит) первичных электронных преобразователей, состоящих из камерных диафрагм, с выходом на управляющие машины и регистрирующие приборы. Очищенный газ, производимый на КПК, учитывается следующим способом: сырой газ, подаваемый на очистку, учитывается на замерном узле на входе установки очистки газа. Измерительный прибор – диафрагменный с выводом показаний в базу данных Honeywell. После осушки и очистки газа, топливный газ распределяется на электростанцию GE, котельную и на УКПГ-2 и УКПГ-3. Замер осуществляется на хозрасчётных замерных узлах на линиях подачи. Все средства измерений проходят ежегодную поверку согласно графикам госповерки. Планиметры, применяемые при обработке диаграмм, имеют сертификаты поверки и поверяются ежегодно, согласно графику. Учёт всего газа проводится ежесуточно по состоянию на 10:00 часов московского времени. 40 2.5 Технологический режим работы скважин. Технологический режим определяет условия работы добывающих скважин, при которых обеспечиваются проектные дебиты газа и конденсата, а также нормальная эксплуатация скважин и скважинного оборудования с учётом ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности. В соответствии с «Технологической схемой разработки», при составлении технологических режимов для добывающих скважин устанавливаются основные параметры работы с учетом следующих условий: максимальная депрессия в скважинах 10.0 МПа; минимальное динамическое устьевое давление скважин, подключенных на УКПГ-3, не должно быть ниже 15.0 МПа; минимальное динамическое устьевое давление скважин, подключенных на УКПГ-2, КПК, включая сборный пункт EOPS-не должно снижаться ниже 8.0 МПа; ограничение по добыче в вертикальных скважинах составляет не более 900 т/сут или 1125 м3/сут; по горизонтальным скважинам соответственно 2000 т/сут и 2500 м3/сут; приоритет добычи из эксплуатационных скважин с высоким КГФ; отказ от эксплуатации скважин с обводненностью более 10%; постоянный мониторинг затрубного и межколонного давления во всех скважинах. Когда любое из этих двух давлений превышает установленные нормативы, скважина выводится из добычи и заглушается. Проектные технологические режимы работы скважин составляются ежемесячно в Департаменте нефтяной инженерии «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В». Данный документ выпускается в начале месяца. Скважины для добычи в данном месяце выбираются в соответствии с рекомендациями по 41 технологическому режиму, с учетом состава и объема продукции, оговоренных контрактом с Оренбургским газоперерабатывающим заводом (ОГПЗ) и контрактами по поставке углеводородов в Каспийский Трубопроводный Консорциум - КТК. В технологическом режиме: содержится перечень всех скважин, имеющихся в распоряжении для ведения добычи; устанавливается приоритетность добычи; указывается планируемый уровень добычи В технологическом режиме все скважины разделяются на следующие категории: Скважины Экспериментальной программы (мониторинг динамики КГФ при снижении Р пл ниже Р нк ). Эти скважины ведут постоянную добычу и подвергаются тщательной программе исследований; Добывающие скважины первой приоритетности, с высоким КГФ. Главным образом, это нефтяные скважины ведущие добычу только из III объекта (Скважины П1); Добывающие скважины второй приоритетности (П2). Это главным образом скважины II объекта или II+III объектов с высоким КГФ; Добывающие скважины третьей приоритетности (П3). Это главным образом скважины II объекта с низким КГФ; Скважины, которые будут остановлены по различным техническим или технологическим причинам; В дополнение к этому, Технологический режим ежедневно уточняется Департаментом нефтяной инженерии и обновляется в виде ежедневного плана эксплуатации скважин. Данный документ учитывает незапланированные изменения в наличии производственных мощностей и в требуемых объемах добычи, возникшие после составления технологического режима. 42 2.6 Гидродинамические исследования скважин 2.6.1 Исследования через горизонтальный сепаратор Основной целью проведения гидродинамических исследований через горизонтальный сепаратор является: Точный замер дебитов газа и конденсата для правильного определения текущего значения КГФ или ГФ; Определение рабочих характеристик скважин для распределения добычи в будущем; Снятие КВД (кривая восстановления давления) на забое для определения параметров пласта, таких как k*h и скин-эффекта, а также геометрии зоны дренирования – модели притока флюида в скважину; Отбор проб газа и конденсата из исследовательского сепаратора для определения компонентного состава добываемого из скважины флюида. Всего за первое полугодие 2007 года было проведено 4 исследования на 4-х скважинах. Результаты исследований скважин были успешно анализированы с использованием программного обеспечения «Сапфир» для определения таких параметров пласта, как k*h и скин-эффект, а также геометрии зоны дренирования – модели притока флюида в скважину. 2.6.2 Исследования скважин через контрольный сепаратор Газогидродинамические исследования скважин, проводимые через контрольный сепаратор УКПГ-3 и тестовые сепараторы КПК, УКПГ-2 и EOPS входят в комплекс исследовательских работ по контролю за разработкой Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения и проводятся с целью получения информации о текущих термогидродинамических параметрах, емкостно-фильтрационных свойствах пластов–коллекторов, 43 выработке запасов, техническом состоянии скважин и работе скважинного оборудования. Газогидродинамические исследования скважин через контрольный сепаратор УКПГ-3 и тестовые сепараторы КПК, УКПГ-2 и EOPS включают: 1. Многорежимное исследование: исследование скважины на нескольких режимах с замером дебитов газа, конденсата и нефти; спуск двух глубинных манометров ”Metrolog”, установленных в посадочном ниппеле или подвешенных на проволоке, с замером динамических забойных давлений; отбор поверхностных проб после сепарации для определения компoнентного состава, материального баланса сырья и плотности газа и кондесата на каждом режиме; запись КВД и статического пластового давления. 2. Однорежимное исследование: исследование скважины на одном режиме c замером дебита газа, конденсата и нефти, с целью контроля за КГФ; отбор поверхностных проб после сепарации для определения компoнентного состава, материального баланса сырья и плотности газа и кондесата на одном режиме. В первом полугодии 2007 года через контрольный сепаратор УКПГ-3 и тестовые сепараторы КПК, УКПГ-2 и EOPS проведено 102 исследования на 66 скважинах Начиная с 2001 года по скважинам, исследуемым через контрольный и горизонтальный сепараторы, КГФ приводится к единым условиям, для чего выполняются замеры объемов и плотностей, выделившихся при сепарации и дегазации газа и жидкости, и затем по ним рассчитываются окончательные объемы стабильного конденсата и газа. Это позволяет получать относительно сопоставимые КГФ стабильного конденсата, независимо от термобарических 44 условий в сепарационных установках. Однако для контроля соотношения добываемых газа и жидкости наиболее информативными показателями по- прежнему остаются значения содержания С 5+в в добываемом флюиде. При исследовании скважин через контрольный сепаратор УКПГ-3 и тестовые сепараторы КПК и EOPS отбирались пробы газа и конденсата для определения плотности и компонентного состава продукции скважин. В первом полугодии 2007 года температура и давление сепарации при исследовании скважин через: контрольный сепаратор УКПГ-3 варьировались в диапазоне 29.2 – 42.3 0 С и 117,6 – 124,6 bar соответственно; тестовый сепаратор КПК в диапазоне 26,7 – 53,5 0 С и 67,0 – 69.0 bar соответственно; тестовый сепаратор УКПГ-2 в диапазоне 13,4 – 38,7 0 С и 76,0 – 80.0 bar соответственно; тестовый сепаратор EOРS в диапазоне 27.3 – 43,4 0 С и 74,7 – 85,0 bar соответственно. |