Введение нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
2.7 Промыслово-геофизические исследования скважин На основании требований, установленных в «Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», и в соответствии с «Технологической схемой разработки Карачаганакского месторождения...», в первом полугодии 2007 года были проведены мероприятия по контролю за работой залежи. В обязательный комплекс методов контроля входят: Замеры дебитов отдельных пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовые объекты приборами глубинной потокометрии; 45 По нагнетательным скважинам - замеры приемистости отдельных пластов многопластовых объектов глубинными расходомерами; Промыслово-геофизические исследования по определению технического состояния скважин. Объемы и периодичность данных исследований определяются конкретными условиями, но проводятся не реже 1 раза в год. Каротажные работы проводятся в обязательном порядке: в каждой новой скважине; до (по мере необходимости) и после (всегда) осуществления какого- либо технологического или технического мероприятия (капитальный ремонт, смена оборудования, изоляционные работы, соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины). Каротажные работы проводятся геофизической компанией “Expro” с целью оценки технического состояния и возможностей скважины, а также эффективности проведенных на скважине мероприятий. Оборудование для проведения каротажа включает в себя: 1. Линия отдувки с манифольдом (монтаж и опрессовка). 2. Лебедки КРС (Установка канатной техники, монтаж). 3. Превентор и лубрикатор (монтаж на устье, проверка превентора на функционирование). 4. Каротажный инструмент компании “Sondex”, состоящий из: аккумулятора; картриджа памяти; локатора муфт - для определения местоположения муфт НКТ и ОК; гамма детектора - для привязки по литологии (для определения радиоактивного фона в скважине); диэлектрика - для определения диэлектрической характеристики потока; плотномера - для определения плотности жидкости в скважине; каверномера - для определения профиля ствола скважины; центратора - для центровки прибора в стволе 46 скважины; манометра - для регистрации пластового и забойного давлений; термометра - для регистрации температуры в скважине; дебитомера. Основными задачами исследования эксплуатационных скважин являются: Определение профиля притока скважины; Количественная и качественная оценки притока из каждого работающего интервала; Определение мощности работающих пластов; Выявление характера поступающего флюида из работающих интервалов; Определение местоположения башмака НКТ и других элементов подземного оборудования скважины; Привязка по глубине (корреляция глубин). За первое полугодие 2007 года было проведено 6 исследований на 6 скважинах. В результате выполненных замеров в эксплуатационных скважинах была получена информация о свойствах и поведении флюида в пласте, профиле притока и продуктивности скважин, о герметичности зон и техническом состоянии эксплуатационной колонны и подземного оборудования. В нагнетательных скважинах проведено исследование с целью определения интервалов поглощения флюида, профиля приемистости пластов с использованием компрессорных установок для закачивания газа в скважины. 47 3 СПЕЦЧАСТЬ 3.1 Расчетные варианты разработки и выбор модели разработки Согласно ОСРП между Республикой Казахстан и партнерами по консорциуму приоритет при разработке нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак отдается добыче жидких углеводородов (конденсат+нефть). При выборе возможных сценариев разработки месторождения были рассмотрены различные варианты сайклинг-процесса, от частичной до полной компенсации пластового давления и интенсификации добычи углеводородов, в частности III объекта разработки – нефтяной оторочки. После согласования с экспертами ГКЗ результатов оценочных сравнительных расчетов, выполненных на секторной модели, и предварительно рассмотренных различных вариантов сайклинг-процесса, на полной симуляционной модели месторождения были рассчитаны следующие варианты разработки: 40% закачка в объект II; 60% закачка в объект II; 100% закачка в объект II; 40% закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа в объект III; 40% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III; 60% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III; естественное истощение; 30% закачка в объект II + 10% закачка в объект III. Моделирование одного варианта разработки на полной симуляционной модели месторождения занимает значительное время (дни). С целью выбора 48 системы воздействия на пласт и оптимизации технологии возникает необходимость просчитать огромное количество вариантов. Для этого используется секторная модель, позволяющая при некоторой достаточной степени упрощения моделирования объекта разработки сократить время расчетов одного варианта до нескольких часов и оценить разные возможности разработки месторождения. Полученные результаты расчетов сравниваются на качественном уровне, что позволяет ранжировать просчитываемые варианты и выбрать наиболее оптимальные решения. Коэффициенты извлечения углеводородов, полученные в результате расчетов на секторной модели, не могут рассматриваться как реально достижимые на месторождении, так как являются слишком оптимистичными из-за идеализации геологического строения и наличия допущений. В частности, секторная модель нефтяной оторочки изолирована от газовой части. Поэтому варианты разработки месторождения с лучшими технологическими показателями закладываются в полную симуляционную модель с тем, чтобы окончательно оценить эффективность вариантов по коэффициентам извлечения углеводородов. В секторной модели использованы горизонтальные слои, тогда как в полной симуляционной модели учитываются геологические слои. Кроме того, полная симуляционная модель предполагает гораздо более сложное распределение коллекторских свойств и глинистых барьеров, чем секторная модель. Основным сопоставляемым параметром, характеризующим эффективность варианта, является коэффициент извлечения нефти. Секторная модель построена с учетом фактических коллекторских свойств горизонтальных слоев и физико-химических свойств пластовых флюидов в юго-западном участке нефтяной оторочки. Секторная модель представляет собой элемент семиточечной системы размещения скважин с расстоянием между скважинами 800 м. Модель содержит 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, причем каждая добывающая скважина в модели получает только 1/3 от общего дебита скважины. Поэтому фактически соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2:1. 49 Характеристики слоев в модели (средняя пористость, средняя эффективная мощность) были приняты согласно послойному распределению эффективных поровых объемов, определенных при пересчете запасов. Проницаемость в ячейках рассчитывалась согласно зависимости проницаемости от пористости для карбона, использованной в полной симуляционной модели месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей для каждого слоя приняты из флюидной модели месторождения Карачаганак. При моделировании флюидов на месторождении Карачаганак использовалось уравнение состояния Пенга-Робинсона, предварительно адаптированное по экспериментальным данным, полученным для проб флюидов, отобранных на месторождении Карачаганак. Это же уравнение состояния использовано для полной симуляционной модели месторождения. Расчеты проводились с использованием программы GeoQuest Eclipse 300. На секторной модели нефтяного объекта проводились расчеты вариантов обратной закачки газа, используя закачиваемый газ различного состава. Во всех рассмотренных вариантах предусматривается, что добывающие и нагнетательная скважины перфорированы с 1-го по 4-ый слои. На забойное давление нагнетательной скважины накладывается ограничение 70 МПа. Были рассмотрены следующие составы закачиваемого агента: DGAS - закачка газа сепарации; RGAS - закачка обогащенного газа; SLUG - закачка оторочки обогащенного газа; WAG - водогазовая репрессия. Различные компонентные составы использованных газов закачки, изменяющиеся в процессе разработки, представлены в таблице. 50 Таблица 3.1 - Компонентные составы рассмотренных газов закачки Компоненты Газ сепарации Обогащенный газ 2002-05гг. 2006-11гг. H 2 S 0.0457 0.0880 0.0570 CO 2 0.0739 0.0890 0.0742 C 1 0.7697 0.5972 0.7021 C 2 0.0756 0.1158 0.0890 C 3 0.0244 0.0858 0.0535 C 4 0.0067 0.0118 0.0118 C 5 +C 6 0.0036 0.0101 0.0101 C 7 -C 9 0.0004 0.0023 0.0023 C 10 -C 14 0 0 0 C 15 -C 17 0 0 0 C 18 -C 25 0 0 0 C 26+ 0 0 0 Компромиссным вариантом, позволяющим использовать преимущество смешивающегося вытеснения, и в то же время экономически более эффективным, является закачка оторочки обогащенного газа. Учитывая вышеизложенное, предложен вариант закачки оторочки обогащенного газа - закачка обогащенного газа в течение 10 лет, затем закачка газа сепарации в течение 30 лет (SLUG). Дополнительно рассмотрена технология водо-газовой репрессии (WAG) – попеременная закачка газа и воды. Предусматривается, что каждый год в течение первых 8 месяцев производится закачка газа, затем в течении 4 месяцев закачка воды. С использованием вышеописанных технологий закачки рассмотрены варианты 40%-ной, 60%-ной и 100%-ной обратной закачки добытого количества газа. Все варианты были рассчитаны на срок 40 лет. В результате расчетов были получены следующие коэффициенты извлечения углеводородов: 51 Таблица 3.2 - Коэффициент извлечения углеводородов Контрактный период (до 2037 г.) Полная жизнь (до 2084 г) Вариант Описание Жидкость % Газ % Жидкость % Газ % 1 40% закачка в объект II 27,3 39,6 31,2 67,4 2 60% закачка в объект II 30,6 31,0 36,2 61,8 3 100% закачка в объект II 35,1 9,7 - - 4 40% закачка в объект II +закачка оставшегося обогащенного газа в объект III 35,5 9,7 - - 5 40% закачка в объект II +чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III 32,8 26,3 - - 6 60% закачка в объект II +чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III 34,4 17,5 - - 7 Естественное истощение 19,8 43,0 - - 8 30% закачка в объект II +10% закачка в объект III 27,9 38,9 - - Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект составляет также утвержденный вариант ОСРП и соответствует согласованным критериям разработки коллектора. Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект предусматривает эксплуатацию III объекта путем углубления 20 скважин с забуриванием из них новых стволов, а также бурение 30 горизонтальных скважин. Этот вариант принят в ОСРП и представляет собой наиболее экономичный метод разработки III объекта. Реализация варианта 1 предусматривала разбуривание нефтяной оторочки, внедрение новых методов контроля за разработкой, выполнение исследовательских программ. Это позволит провести дальнейшую детализацию геологического строения залежи, в частности нефтяной оторочки, уточнить флюидальную модель и на этой основе оптимизировать разработку месторождения. Согласно этому варианту разработки месторождения максимальная добыча газа составит 27,5 млрд. ст. м3/год, жидкости – 27,5 млн. тонн в год. 52 Закачка газа согласно первому варианту разработки должна была начаться в 2001 году с начальных объемов равным 6,2 млрд. ст. м3/год при использовании 16 существующих, переведенных в нагнетательные скважин, после чего закачка возрастает до 11 млрд. ст. м3/год при использовании 53 нагнетательных скважин в целом. Однако, закачка газа обратно в пласт началась в 2003 году после введения в эксплуатацию УКПГ-2 в июле 2003 года и в первый год объем обратной закачки газа в пласт составил 184 861 тыс. м3. В июне 2002 года закончилось строительство трубопровода КПК – Атырау, которое соединило месторождение с трубопроводом КТК. В июле 2003 года трубопровод КПК – Атырау был введен в эксплуатацию. По трубопроводу КТК экспортируется 7 млн. тонн жидкости в год, в Оренбургский газоперерабатывающий завод – 4 млн. тонн жидкости в год. Дополнительная жидкость направляется в Самару и МиниНПЗ на самом месторождении. С 2005 года действует газовый проект. Продажа газа по проекту будет увеличиваться с 4 до 14 млрд. ст. м3/год. Газ будет реализовываться в Оренбургский газоперерабатывающий завод, Уральскую область и другие рынки сбыта газа. Основные предложения по разработке коллектора: снизить показатель ГФ на месторождении путем приоритизации добычи из нефтяных скважин; поддержание низкого уровня добычи газа до 2005 года, ограничивая добычу газа из скважин объектов I и II; осуществлять 40% закачку газа для частичного поддержания пластового давления и частичной рециркуляции сырого газа; отдать приоритет закачке газа над продажами газа в последние годы контрактного периода (после 2027 года). Вариант 40% закачки (вариант 1) обеспечивает максимальную прибыль в расчетных ценах по сравнению со всеми остальными вариантами. Дополнительно показатели эффективности и доля РК в реально делимом доходе также является максимальной в варианте с 40% закачкой. 53 Экономические преимущества этого варианта обусловлены за счет продаж газа и более низких эксплуатационных и капитальных затрат. 3.2 Техника и технология закачки газа в пласт Разработка КНГКМ месторождения планируется вести с процессом рециркуляции газа в газоконденсатную часть залежи. Первоначальный уровень нагнетания составит приблизительно 6,0 млрд. м 3 /год. Основными элементами технологической схемы закачки газа высокого давления являются источник газоснабжения, газопровод низкого давления, компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ), холодильник, сепаратор (маслоотделитель), манифольд нагнетания, газопровод высокого давления (коллекторные линии), выкидные линии, нагнетательные скважины. При этом осуществляются осушка газа перед компремированием, компремирование, охлаждение газа компремирования, распределение газа по скважинам. Компрессорная станция нагнетания газа основана на использовании компрессорных ниток модульного типа. Каждая компрессорная линия оборудована трехступенчатым центробежным компрессором, работающим от газовой турбины. Каждая компрессорная линия включает газовую турбину, центробежный компрессор, систему управления, вспомогательное оборудование. На компрессорной станции нагнетания газа проведение основных технологических процессов и работа технологического оборудования обеспечивается рядом систем, основными их которых являются: система технологического газа; система топливного и пускового газа; система импульсного воздуха; система воздуха для нужд КИП и А; система масла смазки и уплотнения ГПА; 54 система электроснабжения; система теплоснабжения; система КИП и А; система АСУ ТП и др. Все технологическое оборудование компрессорной станции нагнетания газа скомпоновано по функциональному назначению в отдельные технологические блоки и установки, основными из которых являются блок измерения расхода газа на входе КСНГ, компрессорная установка, установка охлаждения газа, выходной распределительной манифольд. Основные технологические процессы осуществляются в следующей последовательности. Природный газ, поступающий на КСНГ от УКПГ-2 и КПК по магистральному газопроводу, проходит блок замера и далее поступает на газовую турбину в компрессорный цех. В компрессорном цехе газ компремируется трехступенчатым компрессором. Компрессорная установка включает в себя следующее основное оборудование: трехступенчатый компрессор с приводом от газовой турбины мощностью 26,1 МВт; сепараторы и маслоотделители для очистки газа до и после компремирования в каждой ступени; установку охлаждения газа компремирования; установку дегазации масла. С КСНГ газ подается в выходной распределительный манифольд. Первая КСНГ построена на УКПГ-2 в связи с тем, что скважины вводимые в первую очередь под нагнетание расположены поблизости в юго-восточной части месторождения. Она включает в себя три компрессора нагнетания газа производительностью 2,0 млрд.м 3 в год каждая. 55 Для предотвращения осложнений (коррозии и гидратообразования) в системе нагнетания влажность закачиваемого газа не превышает 0,0001% об, что соответствует влажности по точке росы минус 76°С или 748 мг/м 3 при давлении 760 мм ртутного столба и температуре 20°С. Газ для нагнетания осушается в гликолевых установках осушки газа DRIZO на УКПГ-2 и КПК. Сернистый газ готовится на линиях среднего (СД) и низкого (НД) давления контроля точки росы. Для подачи на КСНГ комбинированный поток кислого газа компремируется до 7,7 МПа. Мощность линий компремирования – 2,0 млрд.ст.м 3 /год, такая же, как у линий контроля точки росы. При необходимости имеется возможность подачи кислого газа с КПК, по 457,2 мм газопроводу, на УКПГ-2. По соображениям надежности, стоимости и пригодности к техобслуживанию применены газовые турбины Frame 5D фирмы General Electric. Выходная мощность на валу в режиме регенерации, измеренная по методике ISO (международная организация по стандартам) составляет 26,1 МВт, а минимальная мощность на валу 20 МВт. Потребление топлива на установку составляет 8000 м 3 /час топливного газа (без содержания серы). Минимальный проектный срок службы основных компонентов промышленных газовых турбин составляет 100 000 часов. Компрессоры подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа. Для дожимных компрессорных станций целесообразно применение компрессорных агрегатов с многоступенчатым сжатием газа, несколько ступеней в одном корпусе. Так, например, установка четырех полнонапорных агрегатов (две ступени сжатия в одном корпусе) вместо восьми, работающих последовательно, в две ступени сжатия газа, позволяют снизить капитальные вложения на 25-30%. В связи с вышеизложенным на КНГКМ используются трехступенчатые компрессоры итальянской фирмы Nuovo Pignone (входит в группу компаний General Electric), каждый из которых способен компримировать 2,0 млрд.м 3 /год сухого 56 сернистого газа от 7,7 до 55,0 МПа. Трехступенчатая конструкция обеспечивает необходимое компремирование. Компрессоры имеют промежуточное охлаждение между ступенями и всасывающие барабаны на первой ступени. Охлаждение обеспечивается лопастными вентиляторами воздушного охлаждения. Компрессоры работают параллельно с общим входным сборником от установок DRIZO и общей линией разгрузки в манифольд нагнетания. Высушенный газ проходит через входной скруббер на первую ступень сжатия и выходит в промежуточный охладитель. Затем он проходит вторую ступень сжатия с промежуточным охлаждением и скруббером (разделителем) в окончательную ступень сжатия и в манифольд нагнетания. Поддержание контроля технологической установки компрессии при малой объемной скорости потока обеспечивается ресайклингом газа от выхода на вход в компрессоры. Для продувки газа и сжигания его на факеле КСНГ используется система cброса и разгрузки УКПГ-2. Системы управления компрессоров нагнетания газа включают панель управления агрегатами, панель управления технологическим процессом, систему аварийного останова, системы пожарной и газо – сигнализации, управление системой отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, стойки включения системы. Скрубберы и охладители располагаются по одной стороне компрессоров для свободного доступа при крупном ремонте газовой турбины и компрессоров. Всасывающие и выходные магистрали для обеспечения такого доступа прокладены в траншеях. Воздушные охладители располагаются вверх по потоку от корпуса турбины/компрессора и сгруппированы в единый каркас. Основной машинный зал представляет единое сооружение, в котором размещаются турбина, компрессоры и вспомогательные системы. Для каждого компрессора смонтирован отдельный кожух. Вытяжные, воздухозаборные и вентиляционные установки расположены в виде отдельных модулей вне помещения. 57 Газонагнетательная сеть спроектирована для максимальной подачи газа 11 млрд.м 3 /год, с увеличением закачки газа в зависимости от профиля добычи. Система спроектирована для закачки кислого газа. С КСНГ по пяти коллекторным линиям нагнетания газ доставляется при давлении 55,0 МПа к выкидным линиям. К каждой коллекторной линии подключены от 5 до 7 нагнетательных скважин. К каждой выкидной линии подключена одна нагнетательная скважина. Скважины расположенные около компрессорной станции питаются одной линией от манифольда компрессорной станции. Распределение газа по скважинам осуществляется с помощью регуляторов расхода, установленных на газопроводах – шлейфах, идущих к каждой скважине. Расход закачиваемого газа измеряется на выходе манифольда нагнетания в коллекторную линию и на каждой скважине. Габариты коллекторных линий основываны на объемной скорости потока 2,8 млрд.м 3 /год (7,7 млн.м 3 /сут) и выкидные линии на закачку 0,4 млрд.м 3 /год (1,1 млн.м 3 /сут) в каждую скважину. Газопроводы прокладены в грунте без термоизоляции. Наземные части газопроводов термоизолированы. Изготовление труб для трубопроводов выполняется в соответствии с требованиями API 5L. Толщина стенок рассчитывается с учетом углеродистой стали сорта API 5L X60 и составляет 22,2 мм для выкидных и 25,4 мм для коллекторных линий. Нагнетательные коллекторы и нагнетательные линии конструктивно рассчитаны на давление в закрытой скважине в 60,5 МПа при температуре 90°С. Диаметр нагнетательного коллектора – 8 дюймов (203,2 мм), нагнетательной линии – 6 дюймов (152,4 мм), а длина, соответственно, 7 км и 2 км. Коллекторные линии имеют устройства для сброса давления из системы обратно к компрессорной станции, аварийного останова (САО), систему освещения и гидравлическую систему. Каждая коллекторная линия с обоих концов оборудована специальными фланцами к которым подсоединяются устройства для запуска и приема скребков с целью проведения диагностику и очистных работ. Выкидная линия подсоединяется к коллекторной линии через контрольную задвижку и регулирующий клапан. Контроль и регулирование расхода газа обеспечивается с центрального пульта управления расположенного на КСНГ. Устья скважин оборудованы фонтанной арматурой АФ5А-100/100х70 в коррозионно-стойком исполнении (К2) по ГОСТ 13846-89 рассчитанной на рабочее давление 60,0 МПа с автоматическим управлением. Фонтанная арматура нагнетательных скважин рассчитываются с учетом рабочего давления на устье (максимальное давление на устье 45 МПа). В соответствии с 58 ожидаемыми максимальными давлениями нагнетания, в качестве нагнетательной арматуры применяется фонтанная арматура такая же, как и на добывающих скважинах с рабочим давлением 70 МПа, в антикоррозионном исполнении. Устье скважин включает в себя клапан аварийной остановки (САО), обратные клапаны, устройства для замера расхода с регистрацией и дистанционной передачей данных, местную гидравлическую панель управления, систему освещения. Для простоты техобслуживания и наблюдения контрольный клапан нагнетания и система измерения потока/мониторинга установлены на выходном манифольде и коллекторных линиях, в местах подсоединения выкидных линий. Для труб, фитингов и клапанов использован материал, соответствующий условиям работы в кислой среде. |