Внутрискважинное оборудование, такое как: клапан-отсекатель, установочные патрубки, пакер, переводники и посадочные ниппели, подверженные повышенному коррозионному влиянию должны изготавливаться из легированных сталей на основе сверх прочных сплавов.

Исходя из приведённых условий, внутрискважинная компоновка состоит из следующего оборудования:

- гидроприводный (гидравлический) клапан - отсекатель, извлекаемый при помощи канатной техники или через НКТ, с линией управления, расположенной в затрубном пространстве.

- для разобщения трубного и затрубного пространства, а также уменьшения нагрузки на колонну, извлекаемый гидравлический пакер, который обеспечивает наибольший внутренний диаметр;

- под пакером устанавливается посадочный ниппель для установки в нём необходимого оборудования и различных приборов исследования и приборов контроля притока;

- башмак НКТ оборудуется направляющей воронкой, которая служит для предотвращения обрыва кабеля или проволоки во время проведения исследовательских и ремонтных работ.

Схемы компоновок: однопакерные для скважин эксплуатирующих один объект и двухпакерные компоновки для скважин, где вскрыты два продуктивных горизонта.

Совместная добыча из 2 объектов запланирована примерно на 2010 год. При двухпакерной схеме компоновка подземного оборудования выполняется такая же, как и при однопакерной схеме, отличием является наличие двух постоянных пакеров с установкой между ними посадочного ниппеля и перфорированного патрубка.

Подземное оборудование нагнетательных скважин должно включать весь комплекс оборудования, которым оснащены эксплуатационные скважины. проектирование скважина пласт месторождение

Диаметр скважинного трубопровода определяется подачей насосных установок (максимальный темп закачки газа 1500000 ст.м3/сут.).

Исходя из этого рекомендуются двухсекционные (НКТ - 114х89, со спуском 114 мм труб на глубину 2000-3500 м при закачке с расходом 1.5 млн. м3/сут) и трёхсекционные (НКТ - 114х89х73, со спуском 114 мм труб на глубину до 1000 м при закачке газа до 1.0 млн. м3/сут) конструкции лифтовых колонн, состоящие из труб марки стали 90 SS, прочность, которых позволяет при поддержании противодавления в затрубье 10МПа, предельном давлении на устье 55 МПа и при максимальном рабочем давлении коллекторов - 65МПа, работать в процессе закачки с некоторым запасом прочности.

2.5 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями

В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В газе КНГКМ влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1,77 г/м3; КИО - 1,96 г/м3.

На месторождении Карачаганак образованию гидратов способствуют наличие в составе газа сероводорода (3.82%) и углекислого газа (6.57%). Так, сероводород можетобразовать гидрат при давлении всего 0.86 МПа при температуре 21.10С.

Существующие методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа- гидратообразователя и воды. Для борьбы с гидратами на КНГКМ необходимо выбрать один или сочетать несколько наиболее широко применяемых методов, которые подробно описаны в разделе 10.

Нефть и конденсат КНГКМ характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественнно отличающихся на различных участках месторождения.

На юго-западном участке месторождения содержание парафинов, смол и асфальтенов в нефти колеблется соответственно в пределах: 1,7-12,4%, в среднем 5,0%; 0,7-13,1%; 0,1-1,0%, а на северо-восточном участке соответственно в пределах: 3.1-5.2%, в среднем 3.8% ; 0,8-1,8%; 0,01-0,14%.

Содержание парафинов, смол и асфальтенов в конденсате составляет сответственно: 1,0-5, 6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0,7%; 0,01-0,23% в среднем 0,07% .

Одним из наиболее распространенных осложненний при добыче таких нефтей являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирования, причём преобладает температурный фактор.

В настоящее время на КНГКМ применяют предусмотренные проектом ОПЭ методы предотвращения парафиноотложений. К числу их относится ввод химических реагентов в устье скважины (только для нефтяных скважин), а также в технологические трубопроводы УКПГ.

В соответствие с приведенными данными состава и свойств пластовых флюидов, а также термодинамическими условиями добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции на КНГКМ, для предупреждения и удаления парафиноотложений рекомендуется:

- вводить ингибитор парафиноотложений в устье скважин, работающих на нефтяной обьект. Реагент необходимо подавать на забой скважины по реагентопроводу, для защиты от парафиноотложений НКТ;

- подавать ингибиторы парафиноотложений во входные манифольды, до поступления газоконденсатной смеси на установку первичной сепарации;

- подогрев газокондесатной смеси осуществлять до 360С, то есть выше

температуры кристаллизации парафина;

- оптимизировать систему нагнетания химических реагентов, с учетом новых выбранных химических реагентов.

- выбор ингибитора парафиноотоложений произвести, исходя из условий его максимальной растворимости в конденсате с тем, чтобы часть ингибитора уносилась с капельной влагой попадающей в теплообменники «газ-газ» для предотвращения парафиноотложения в последних;

- разработать регламент на ингибиторы парафиноотложениий для Карачаганакской нефтегазоконденсатной смеси.

Наличие в пластовых водах ионов кальция, сульфат-ионов, гидрокарбонат-ионов и высокая насыщенность кислыми компонентами газов дают основание предполагать, что в процессе эксплуатации месторождения могут возникнуть проблемы, связанные с отложением солей карбонатного и сульфатного типов. Изменение термобарических условий в процессе разработки приведет к сдвигу карбонатного равновесия, что будет способствовать выпадению солей в осадок.

Для выявления причин выпадения солей проводится изучение изменения гидрохимической и гидрогеологической обстановки на месторождении.

На основе полученных данных изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих пересыщение попутно-добываемых вод солеобразующими ионами, при которых нарушается химическое равновесие системы, выбирается способ предупреждения солеотложений.

Из способов предотвращения отложения неорганических солей рекомендуются:

- селективная изоляция и/или ограничение притока воды в добывающих скважинах;

- ликвидация нарушений в цементном кольце и обсадной колонне;

- обработка воды реагентами - ингибиторами солеотложений.

Для удаления карбонатных отложений рекомендуются соляно-кислотные обработки.

Удаление отложений гипса рекомендуется проводить раствором каустической соды.

Для удаления продуктов реакции - гидроокиси кальция (Са(ОН)2) целесообразно проводить еще и солянокислотную обработку.

Химические обработки скважин проводятся с помощью ГКНТ (гибкие насосно-компрессорные трубы) - CTL компании Dowell (Schlumberger).

2.6 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Система внутрипромыслового сбора месторождения предназначена для сбора продукции всех скважин, индивидуального замера дебитов продукции каждой скважины и промыслового транспорта всей добываемой продукции к установке подготовки для дальнейшей ее подготовки до товарной кондиции.

Система внутрипромыслового сбора включает в себя:

- устья добывающих скважин;

- систему шлейфов (газовых скважин) / выкидных линий (нефтяных скважин);

- замерные установки;

- систему промысловых коллекторов для сбора продукции от замерных установок до установок подготовки добываемой продукции.

Действующая в настоящее время на месторождении Карачаганак система внутрипромыслового сбора включает в себя устья эксплуатационных скважин и систему шлейфов газовых скважин, соединяющих скважины с блоком входных манифольдов (БВМ) действующей установки комплексной подготовки газа (УКПГ-3)

В существующей системе шлейфы из конденсатных скважин, расположенных в восточной части промысла, проложены прямо к манифольдам на входе в УКГП-3. Объём потока устьевого газа в среднем достигает 400-450 тыс.мі/день и абсолютным максимумом 900 тыс.мі/день для скважин очень высокой производительности.

Добыча из скважин в западной и восточной частях промысла будет направляться на новые разделительные установки, расположенные на КПК (Карачаганакский Перерабатывающий Комплекс). Эти участки не разработаны и поэтому будет применяться новый метод для сбора продукта из этих скважин. Станции удалённых манифольдов (СУМ) будут расположены на стратегических участках скважин на промысле. На каждой СУМ будет смонтирован манифольд для сбора продукта из 10 скважин и испытательным манифольдом с многофазным измерением. Манифольды присоединяются к двум 10 дюймовым шлейфам и одной 6 дюймовой испытательной линии, которые транспортируют 2-хфазные скважинные потоки на ближайший центр сбора продукции, либо КПЗ, УКГП-2 , либо сателлит добычи ранней нефти. Каждый из этих центров будет снабжён контрольным сепаратором и факельной системой, которые обычно не предполагают постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400 тыс.мі/день (0,13 Гмі/ год). И поэтому номинальный расход газа из 10 дюймовой магистральной линии составляет 2000тыс. мі/день (0,65 Гмі/ год). На фонтанирующем устье скважины на УКГП-3 необходимо обеспечить давление более чем 130 бар. для управления существующим процессом обеспечения точки росы по Джоулю Томпсону без механического охлаждения. Давление на фонтанирующем устье скважины большей части начальной продукции на участках КПЗ и УКГП-2 будет составлять 80-130 бар и классифицироваться как среднее давление. Поскольку давление на фонтанирующем устье скважины (ДФУС) со временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть на манифольды низкого давления. Это в свою очередь будет питать специальную магистральную линию низкого давления для подачи продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления означает 60-80 бар ДФУС. Можно встретить различные значения давления в сети, на фонтанирующем устье скважины, поэтому каждый шлейф будет иметь штуцер на участке до сборного манифольда на станции удалённых манифольдов.

Поток из скважины посылается на нитку № 4 для сепарации газа и обеспечения необходимой точки росы. Частично стабилизированная нефть, давление паров которой составляет 35 бар, затем может быть переработана на мини-перерабатывающем заводе или смешана с конденсатом и перекачиваться насосами в Оренбург. Когда запустят КПЗ, вся продукция сателлита, будет направляться для переработки на КПЗ, поскольку нет никаких рыночных ограничений в отношении продукции скважин с нефтяной оторочкой. Существует практическое ограничение на эксплуатацию экспортного трубопровода нефти, т.е. способность сохранять флюид текучим. И если содержимое скважин с нефтяной оторочкой слишком высокое - более 60% объёма зимой или 70% летом, то смесь стабилизированной нефти из скважины с нефтяной оторочкой и конденсата будет иметь слишком высокую температуру застывания /потери текучести нефти, чтобы перекачивать её на расстояние свыше 500 км до трубопровода КТК.

В процессе разработки месторождения в результате изменения пластового давления и внедрения в залежь вытесняющих агентов (сухого или обогащенного газов), отличающихся от пластового флюида по составу и свойствам, нарушается термодинамическое равновесие пластовой системы.

В связи с этим контроль за изменением свойств пластовых флюидов является важной составной частью контроля за разработкой месторождения.

В процессе разработки месторождения при условии выполнения качественного и в полном объеме контроля за свойствами и составами пластовых и добываемых флюидов будет получена динамика их основных параметров, в частности, газового фактора нефти, КГФ, плотностей нефти и конденсата и др.

Виды, объемы и периодичность исследований с целью контроля разработки регламентируется действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных объектов предусматривает проведение систематических (периодических), единичных (разовых) замеров.

По всем новым скважинам и скважинам, вводимым в эксплуатацию после остановок и консервации, необходимо проводить приведенный выше комплекс исследований до начала эксплуатации, а затем с периодичностью, предусмотренной регламентом по контролю.

Замеры дебитов конденсата, нефти, газа и воды должны осуществляться тестовыми сепараторами или мультифазными счетчиками, подключаемыми индивидуально к каждой скважине не менее одного раза в месяц. Объемы закачки газа должны замеряться постоянно счетчиками по каждой нагнетательной скважине.

Рекомендуется проведение тестовых замеров продукции до и после проведения мероприятия по скважинам, на которых проводились смена оборудования или режима, геолого-технические мероприятия (обработка призабойной зоны, гидроразрыв, изоляционные работы и др.).

На основании данных о дебитах и приемистости скважин составляются карты текущего состояния разработки (карта текущих дебитов и приемистости) с периодичностью один раз в квартал. Раз в полгода строится карта накопленных отборов и закачки; ее построение аналогично карте текущего состояния разработки.

Для контроля термогидродинамических параметров пласта необходимо иметь на месторождении систему контрольных, наблюдательных и пьезометрических скважин.

Гидродинамические особенности месторождения предопределяют необходимость создания радиальной системы пьезометрических скважин, охватывающих склоны массива.

Пластовые давления в скважинах определяются путем прямого измерения глубинными манометрами на забое скважины в период ее остановки или по данным исследования скважин методом восстановления давления.

На основе определенных пластовых давлений по скважинам один раз в полугодие составляется карта пластового давления (карта изобар).

Забойное давление в действующих добывающих и нагнетательных скважинах контролируется глубинными манометрами при проведении исследований.

При замерах необходимо располагать глубинные манометры как можно ближе к середине интервала перфорации, в соответствии с положением замерного патрубка. Время выдержки глубинного манометра в точке измерения при установившемся режиме эксплуатации скважины должно составлять не менее 30 минут.

Измерения динамических устьевых давлений необходимо проводить ежедневно (или не реже одного раза в неделю) по всему фонду скважин.

Измерения статических устьевых давлений по действующему добывающему и нагнетательному фонду скважин необходимо проводить при каждой остановке скважины, но не реже одного раза в квартал. Замеры статических устьевых давлений в остановленных скважинах необходимо проводить не реже одного раза в месяц.

Газогидродинамические исследования скважин на режимах (методом режимных исследований с замером давления глубинным манометром на забое) обязательно проводятся при вводе каждой новой скважины в эксплуатацию, и далее по мере необходимости, но не реже одного раза в два года.

Газогидродинамические исследования скважин на нестационарных режимах (со снятием кривой восстановления давления (КВД) глубинным манометром на забое скважины) обязательно проводятся при вводе каждой новой скважины в эксплуатацию, и далее по мере необходимости, но не реже одного раза в два года.

В ряде случаев для уменьшения притока в скважину, снятие КВД на забое предполагается проводить с применением технологии закрытия скважины у забоя скважины.

По мере необходимости предусматривается исследования взаимовлияния скважин методом интерференции (гидропрослушивание).

Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти

Глубинные пробы нефти отбирают с помощью специальных пробоотборников в непосредственной близости от зоны притока нефти. Исследования проб пластовой нефти выполняются в соответствии с ГОСТом 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

- оценка эффективности различных геолого-технических мероприятий по регулированию и интенсификации процессов разработки.

В комплекс геофизических исследований ствола скважин в надпродуктивном разрезе необходимо включать методы электрометрии, радиоактивные методы, кавернометрию, термометрию и акустический каротаж в выборочных скважинах для привязки данных наземной сейсмики.

Детальные исследования продуктивного разреза, должны состоять из следующих методов: боковой и микробоковой каротажи, гамма-каротаж, нейтронный каротаж, гамма-гамма каротаж, акустический каротаж и кавернометрия.

Акустическая информация о распространении упругих волн в пласте методом азимутального сканирования может быть важна для выявления трещиноватости и количественной оценки проницаемости продуктивного разреза.

Прибор азимутального сканирования представляет собой дипольный и монопольный тип акустических приборов для улучшенной регистрации продольных, поперечных волн в любых типах пород. По замедлению волн и различным другим волновым характеристикам, рассчитанным специальными обрабатывающими модулями, можно судить о геофизических, петрофизических и механических свойствах пород.

Ожидается, что при бурении горизонтальных секций горизонтальных скважин геофизические исследования будут проведены системой каротаж в процессе бурения (MWD/LWD), с помощью сенсоров установленных в буровых трубах. Эта система разработана специально для сбора данных в сильно искривленных скважинах и в условиях осложненного бурения.

Неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождения является контроль за техническим состоянием скважин, в задачу которого входит выявление нарушений герметичности цементного кольца и обсадной колонны.

Такой контроль осуществляется на месторождении с начала его разработки. Комплекс включал:

- акустическую цементометрию (АКЦ) - определение высоты подъема цемента и сцепления цементного камня с колонной;

- скважинную дефектометрию - определение герметичности колонны и НКТ, толщины стенок обсадной колонны, местоположения муфт, пакеров.

3. Специальная часть

3.1 Расчет РГМ по теме дипломного проекта

КНГКМ имеет запасы газа, равные ? = 363,551 млрд м3. Начальное пластовое давление Рн = 48,36 МПа, пластовая температура Тпл =345 К. Средний начальный рабочий дебит Qн= 572 тыс.м3/сут при абсолютном начальном забойном давлении Рз= 43,8 МПа. В результате исследования скважин установлены средние значения коэффициентов фильтрационного сопротивления а = 0,83 МПа2/(тыс.м3/сут.), b = 0,000872 МПа2/(тыс.м3/сут)2.

Необходимо:

- Определить изменение во времени рабочих дебитов газа Q, пластового давления Рпл, забойного давления Рз, давления на головке скважины Рг и числа скважин n для указанного режима эксплуатации;

- Построить графики зависимости отбора газа , текущего пластового давления, давления на головке скважины и числа скважин от времени эксплуатации.

Сущность расчетов по установлению технологического режима эксплуатации скважин состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнения притока с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины.

По технологическим условиям образования гидратов в стволе скважин выбираем режим постоянного дебита.

Режим постоянного дебита скважин (Q = const) применяют чаще других, так как он удобен с точки зрения условий осуществления на практике.

Расчет проведем при постоянном отборе газа.

Для данного режима:

Qдоб = Qг * t (1)

Текущее пластовое давление определяют по формуле:

Рпл = Рн -Qдоб/ (2)

Определяют забойное давление:

Рз = Рпл 2 -а*Q-b*Q (3)

Число скважин:

n= Qг/Q= const (4)

Давление на головке (на устье) скважины вычисляют по формуле Адамова Г.А.:

Рг = (Рз 2 -*Q2)/е 2s (5)

Определяем вспомогательные коэффициенты, используемые в дальнейших расчетах:

= *Тст / Рн*Тпл (6)

Для расчетов давления на головке скважин необходимо найти коэффициенты 2S и :

2S = 0,0683**L / Zср* Тср (7)

=1,377*10-10**Тср2*Zср*(е2S-1)/d5 (8)

Выполнение расчета требует проведения большого числа вычислений, поэтому возникает необходимость использования вычислительной техники.

В данном случае была использована программа Excel.

После выполнения расчетов по определению показателей разработки необходимо заполнить таблицу.

Таблица 3.1 Основные показатели разработки при Q = const

3.2 Расчет добычи газа и конденсата

Определяем добычу газа до модификации:

76210 х 4 = 304840 м3/час. (9)

30480 х 24 = 7316160 м3/день. (10)

7316160 х 365 = 2670398400 м3/год. (11)

Дополнительную добычу газа (Q2; м3) от проведения модификации определим по формуле:

Q2 =Q2 - Q1

Q2* = 3854400000 - 2670398400 = 11840016000 м3. (12)

* Q2 - общетные метрологические данные по добытому газу.

3.3 Расчет добычи конденсата

Определим добычу конденсата до модификации:

66,25 х 4 = 265 т/час.

265 х 24 = 6360 т/сут.

6360 х 365 = 2321400 т/год.

Определяем добычу конденсата после модификации:

95,4 х 4 = 381,6 т/час.

381,6 х 24 = 9158.4 т/сут.

9158 х 365 = 3342816 т/год.

Найдем дополнительную добычу конденсата (Qк. Т) от проведения модификации по формуле:

Qк = Qк2 - Qк1. (13)

Qк = 3342816 - 2321100 = 1021716 т.

Размещено на Allbest.ru