Ямбургское газоконденсатное месторождение

в) V=const, т.е. режим постоянной скорости потока газа в стволе скважины в зоне интервала перфорации, обеспечивающий вынос поступающих жидких и твердых примесей на забой скважины, начиная от нижних отверстий интервала перфорации.

Для обеспечения выноса механических примесей с забоя скважины и предотвращения образования песчано-жидкостных пробок необходимо, в скважинах у которых колонна НКТ спущена не до нижней границы интервала перфорации и скорость на забое не обеспечивает вынос механических примесей на устье скважины, спустить колонну НКТ до нижних отверстий перфорации. В скважинах, у которых колонна НКТ спущена до нижних отверстий перфорации, но скорость на забое также не обеспечивает вынос механических примесей на устье скважины, изменить диаметр НКТ на меньший для обеспечения необходимой скорости.

При образовании песчаных пробок на забое скважин, несмотря на принимаемые меры по их предупреждению, снижается дебит скважин, или скважина полностью прекращает подачу продукции. Тогда требуется проведение текущего ремонта по удалению песчаной пробки с забоя скважины.

Для этого применяется прямая или обратная промывка ствола скважины, при этом нижний конец НКТ оборудуется специальными наконечниками, либо используется струйный насос, а в трудных случаях при сильно уплотненных песчаных пробках - гидробур.

г) Ру < Pp и Ту > Tp , т.е. режим безгидратной эксплуатации скважины на поздней стадии разработки, когда дебиты станут незначительными. Высокая температура в пласте и низкая депрессия на пласт обеспечивают безгидратный режим работы в системе «пласт-устье» при любых дебитах на которых будут работать скважины в процессе разработки. Если безгидратный режим обеспечить нельзя, то образование гидратов предупреждают применением ингибиторов гидратообразования. Основной ингибитор применяемый на Ямбургском ГКМ - метанол (CH3OH), является понизителем точки замерзания. Метанол вместе с парами воды, насыщающая газ, образует спиртно-водные растворы, температура замерзания которых значительно ниже 0є. Т.к. количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом снижается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов, становится меньше.

От гидратных отложений ствол скважины очищают закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

д) Ру=Рколл = const , режим постоянного давления в коллекторе, к которому подключены скважины с различными конструкциями, депрессиями на пласт и дебитами.

2.4 Исследование газовой скважины и установления режима работы

Надежность выбранного технологического режима эксплуатации зависит от достоверности информации, получаемой в основном газогидродинамическим, газоконденсатным и промыслово-геофизическими исследованиями скважин.

Газогидродинмическое обоснование режима эксплуатации газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин является важнейшей задачей проектирования разработки месторождений и непосредственно влияет на экономические показатели добычи газа. От правильности выбранного технологического режима эксплуатации скважин зависит объем капитальных вложений на разбуривание месторождения и эксплутационных затрат, а также надежность добычи газа на месторождении. В отличии от ряда отраслей народного хозяйства, где режим ограничен жесткими условиями, технологический режим на газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин часто выбирается на базе недостаточно точной и отчасти изменчивой информации. Поэтому технологический режим эксплуатации скважин не всегда достаточно обоснован и однозначен. Степень условности выбранного режима зависит от фактора субъективизма, качества и количества исходной информации, от числа факторов, влияющих на технологический режим.

При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащейся в ней газов, конденсата, нефти и воды. Количество и качество этих исследований не всегда соответствует нормам и положениям, соблюдение которых по правилам разработки является обязательным. Эти отклонения в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой газодобывающей индустрии. Как правило, газовые залежи неоднородны по площади и разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы газа, конденсата определяются неточно, особенно в начальный период разработки когда отсутствует достаточное количество скважин для получения необходимой информации.

В условиях существенного снижения давления и активного внедрения пластовых вод в залежь, приуроченную к слабосцементированным коллекторам, рабочие дебиты скважин должны выбираться таким образом, чтобы исключить разрушение пласта-коллектора и перенос продуктов разрушения через скважинное оборудование. Следовательно, необходимо проведение специальных газодинамических исследований скважин в целях назначения оптимальных и максимально допустимых режимов их работы и последующего контроля. Такие исследования целесообразно проводить с применением устьевых сепарационных устройств (УСУ), позволяющих непосредственно на скважине определять количественное содержание механических примесей и капельной влаги на каждом режиме ее работы.

На рисунок 2.2 показана принципиальная схема устьевого сепарационного устройства "Надым-1", разработанного под руководством кандидата технических наук М.Н. Середы.

1 - соединение; 2 - узел контроля входных параметров; 3 - ниппель; 4 - контейнер; 5 - завихритель; 6 - отбойники; 7 - кольцевая камера; 8 - завихритель второй ступени; 9 - кольцевая камера; 10 - корпус; 11 - каркас фильтропакера; 12 - отбойник; 13 - измеритель расхода газа; 14 - пробоотборнос гнездо ПОУ-1-100; 15, 16 - полухо-мутовые соединения; 17, 18 - штуцеры контроля жидкости; 19 - термокарман; 20 - приварыш; 21 - ниппель; 22 - быстросъемное соединение; 23 - контейнер; 24, 25 - продувочные вентили; 26 - продувочная линия.

Рисунок 2.2 - Схема установки "Надым-1"

Общая технология исследований следующая. Исследования проводятся в два этапа на установившихся режимах фильтрации при прямом и обратном ходе. При выборе режима следует учитывать, что факторами, ограничивающими дебит скважины, являются опасность гидратообразования (нижний предел), возможность срабатывания клапана-отсекателя, установленного на забое (верхний предел). Первый режим определяется, исходя из рабочего дебита, который оценивается по рабочему давлению скважины и индикаторной диаграмме предыдущего исследования с учетом падения давления в пласте.

Перед каждым режимом открытием вентилей, установленных на контейнерах, производится продувка последних через диафрагменный измеритель в течение 2 мин в целях удаления влаги и механических примесей. При длительных работах на каком-либо режиме возможен отбор механических примесей и жидкости с применением нескольких контейнеров без остановки скважины. Время работы на режиме определяется постоянством количественного содержания механических примесей и жидкости в газовом потоке и должно составлять не менее 2 ч на одном режиме.

За критерий оценки режима работы скважины принято удельное содержание механических примесей и капельной влаги в потоке газа, отобранного на устье. В качестве определяющих максимально допустимый дебит приняты следующие значения критерия: по содержанию механических примесей - 5 мг/нм3, по капельной влаге - 2 см3/нм3 (в соответствии с требованиями ГОСТ 51-40-83 и ТУ 51-147-83). При содержании механических примесей до 5 мг/н.м3 и жидкости до 20 см3/н.м3 исследование состоит в последовательном увеличении расхода и определении максимально допустимого технологического режима работы скважины; при этом цикл исследований проводится на пяти режимах прямого и трех режимах обратного хода. Если содержание механических примесей и жидкости превышает допустимые значения, производится уменьшение расхода газа путем замены диафрагмы на коллекторе. Если с увеличением интенсивности режимов контрольного хода происходит уменьшение количества механических примесей и влаги, то это свидетельствует о скоплении механических примесей и жидкости на забое скважины. Тогда необходимо произвести продувку скважины.

Результаты замеров устьевых давлений, температуры, расхода, количества механических примесей и жидкости заносятся в акт исследований эксплуатационной скважины. Пробы, отобранные в процессе исследований, также документируются с обязательным указанием даты отбора, номера скважины, диаметра рабочей диафрагмы, времени работы на режиме. Если в потоке газа содержатся продукты разрушения призабойной зоны пласта или жидкость, то для определения вида ремонтных работ необходимы контрольные специальные исследования. По результатам строятся графики зависимости удельного содержания механических примесей и капельной влаги в потоке газа от дебита.

Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований, а также результатов общего гидрохимического анализа проб выносимой жидкости, гранулометрического и минералогического анализов проб механических примесей.

На стадии доразработки месторождения технологический режим эксплуатации скважин практически не влияет на их число, но предопределяет величину отбора из месторождения и устойчивость работы. На технологический режим работы скважины влияют: устойчивость коллекторов к разрушению; образование песчано-жидкостных пробок на забое; образование гидратов в пласте и скважине; подключение нескольких скважин в один коллектор; обводнение скважин подошвенной и краевой водой; степень вскрытия пласта скважинами; потери давления в пласте и стволе скважины.

Продуктивные коллектора сеноманской залежи Ямбургского месторождения слабоустойчивые и поэтому в процессе эксплуатации происходит разрушение пласта в призабойной зоне. При неправильно выбранной конструкции скважин разрушение призабойной зоны приводит к образованию пробки, вследствие чего производительность скважин падает.

Одним из существенных факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, является подключение их в общий коллектор. Обвязка скважин в общий коллектор приводит к расчету технологического режима в «обратном» направлении, т.е. по схеме «коллектор-ствол-пласт». При этом необходим учет расположения скважин относительно направления потока в коллекторе, конструкции НКТ, величины градиента давления в пласте, ограниченного возможностью разрушения призабойной зоны и величины депрессии, ограниченной вероятностью обводнения скважин подошвенной водой.

Таким образом, технологический режим работы скважин должен быть обоснован с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования пробки, обводнения подошвенной водой, а также подключения куста скважин в общий коллектор.

Одной из основных задач обоснования технологического режима работы скважин является анализ накопленных данных по результатам исследования и эксплуатации за истекший с ввода месторождения в разработку период. Эти езультаты позволяют обобщить полученные связи между давлением, температурой, депрессией, дебитом, вскрытием пласта скважинами, потерями давления по стволу, конструкцией скважин, изменением положения газо-водяного контакта и другими параметрами во времени.

Анализ полученных материалов позволяет скорректировать объемы и качество проведенных исследований, сгруппировать скважины по конструкциям, депрессиям на пласт, по потерям давления в стволе скважин и другим показателям.

2.5 Расчет подъемника газовой скважины и выбор режима работы

Исходные данные по скважине номер 5028 УКПГ-5:

а) Глубина скважины LС = 1185 м

б) Диаметр твердых частиц dт, = 0,0018 м

в) Динамическая вязкость газа mг = 1,47Ч10 -5 Па?с

г) Плотность газа rг = 0,56 кг/м 3

д) Коэффициент а = 0,332Ч10 -2

е) Коэффициент b = 2,98Ч10 -4

ж) Пластовое давление РПЛ = 8,12 МПа

з) Устьевое давление РУ = 2,1 МПа

и) Температура устья t У = 11 0С

к) Забойная температура ТЗАБ = 301 К

л) Коэффициент сверхсжимаемости газа zЗАБ = 0,8

м) Плотность твердых частиц rт, = 2400 кг/м 3

н) Дебит газа Vг = 726 тыс. м 3/сут.

Расчет диаметра подъемника газовой скважины при наличии в продукции скважины твердых частиц.

а) Определяем параметр Архимеда, Аr, по формуле

, (2.1)

Т.к. Ar=304500 > 83000, то режим течения газа турбулентный.

б) Определяем критическую скорость, Vкрт , м/с, для турбулентного режима, при которой твердые частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, по формуле

, (2.2)

м/с

в) Определяем скорость газового потока, , м/с, у башмака труб по формуле

, (2.3)

м/с

г) Определяем забойное давление РЗАБ , МПа, из уравнения притока газа по заданному дебиту по формуле

, (2.4)

МПа

д) Определяем внутренний диаметр подъемника, dВН , м, по формуле

, (2.5)

м

Длину подъемника принимаем равной глубине скважины, поэтому давление и температуру башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение dВН округляем до ближайшего меньшего стандартного значения. Выбираем трубы с условным диаметром 89мм, внутренний диаметр dВН = 0,0759 м.

Расчет диаметра подъемника газовой скважины при наличии в продукции скважины жидких капель

а) Определяем критическую скорость выноса жидких капель, Vкрж , м/с, с забоя газовой скважины по формуле

, (2.6)

м/с

б) Определяем скорость газового потока , м/с, у башмака труб по формуле

, (2.7)

м/с

2.3 Определяем внутренний диаметр подъемника, dВН , м, по формуле (2.5)

 м

Учитывая, что в соответствии с формулой (2.5) внутренний диаметр подъемника 0,044 < 0,077, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 89 мм, dВН = 0,0759 м.

Расчет минимального дебита обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки, а также расчет минимального дебита газовой скважины, при котором не будет происходить осаждение конденсата на забое скважины.

а) Определяем минимальную скорость газа, VГВ min , м/с, при которой не происходит осаждение водяных капель, по формуле

, (2.8)

м/с

б) Определяем минимальный дебит газовой скважины, VГmin , м3/с, при котором не образуется на забое жидкостная пробка, по формуле

, (2.9)

м3/с

Или VГmin = 0,72 ? 86400 ? 6,22?10 4 м 3/сут

Таким образом, минимальный дебит данной газовой скважины, при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен 62208 м3/сут.

в) Определяем минимальную скорость газа, VГКmin , м/с, при которой весь конденсат выносится на поверхность, по формуле

, (2.10)

м/с

г) Определяем минимальный дебит газовой скважины, VГmin , м3/с, по формуле (2.7)

м 3/с

или VГmin = 1,1171 Ч 86400 = 96517 м 3/сут.

При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды. Данный вывод является принципиальным.

2.6 Определение условий гидратообразования при положительных и отрицательных температурах

Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4 - 6,9) 10-10м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Рисунок 2.3 - Структура гидратов

Элементарные ячейки гидрата: а - структуры I; б - структуры II

Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ - вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой, но эти же процессы могут протекать и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях.

Исходные данные для расчёта:

Температура устья t У = 11 0С

Устьевое давление РУ = 2,1 МПа

Плотность газа rг = 0,56 кг/м 3

а) Для rг=0,56 кг/м 3 определяем В=24,25 и В1=77,4

где В, В1 - числовые коэффициенты, зависящие от относительной плотности

б) Определяем равновесную температуру, tP, 0С, при положительных температурах по формуле

tР = 18,47Ч(1 + lg рР) - В (2.11)

где tР - равновесная температура гидратообразования, 0С

рР - равновесное давление гидратообразования, Мпа

tР = 18,47Ч(1 + lg2,1) - 24,25 = 0,13 0С

в) Определяем равновесную температуру, tР, 0С, при отрицательных температурах по формуле

tР = -58,5Ч(1 + lg рР) + В1 (2.12)

tР = -58,5Ч(1 + lg2,1) + 77,4 = 0,18 0С

Сравнивая температуру на устье tУ=14 0С с рассчитанной tР=0,13 0С, устанавливаем, что образование кристаллогидратов в скважине невозможно, т.к. tУ > tР .

Таблица 2.1 - Зависимость коэффициентов В и В1 от относительной плотности

	В	В1		В	В1		В	В1
0,56	24,25	77,4	0,71	13,85	43,9	0,86	12,07	37,6
0,57	21,8	70,2	0,72	13,72	43,4	0,87	11,97	37,2
0,58	20	64,2	0,73	13,57	42,9	0,88	11,87	36,8
0,59	18,53	59,5	0,74	13,44	42,4	0,89	11,77	36,5
0,6	17,67	56,1	0,75	13,32	42	0,9	11,66	36,2
0,61	17	53,6	0,76	13,2	41,6	0,91	11,57	35,8
0,62	16,45	51,6	0,77	13,08	41,2	0,92	11,47	35,4
0,63	15,93	50	0,78	12,97	40,7	0,93	11,37	35,1
0,64	15,47	48,6	0,79	12,85	40,3	0,94	11,27	34,8
0,65	15,07	47,6	0,8	12,74	399	0,95	11,17	34,5
0,66	14,76	46,9	0,81	12,62	39,5	0,96	11,1	34,2
0,67	14,51	46,2	0,82	12,50	39,1	0,97	11	33,9
0,68	14,34	45,6	0,83	12,4	38,7	0,98	10,92	33,6
0,69	14,16	45	0,84	12,28	38,3	0,99	10,85	33,3
0,7	14	44	0,85	12,18	37,9	1	10,77	33,1

Таблица 2.2 - Технологический эффект от внедрения мероприятий на газовых скважинах Ямбургского месторождения

№ кважины	Глубина скважины,м	d одъемных труб, мм	Мероприятия	Средний дебит скважины, тыс.м3/сут	Продолжительность работы скважины, сут.	Технологический эффект, тыс.м3
				до меропр иятия	после мероприятия
5028	1185	89	увеличение дозировки метанола на 15%	726	820	55	5170
5027	1250	89		750	850	65	6500
5032	1300	73		650	740	85	7650
5025	1200	89	проведение ремонтно-изоляционных работ	700	780	87	6960
5043	1290	73		40	730	103	9270
5036	1100	89		800	890	93	8370
5037	1370	73		620	750	90	11700
5040	1320	73	удаление песчаной пробки	610	700	18	1620
5042	1290	73		640	749	12	1308
5030	1150	89		720	800	15	1200

В связи с обводнением скважин номер 5025, 5043, 5036, 5037 и со снижением их среднесуточных дебитов предлагается на этих скважинах провести РИР. Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод. Приток воды в скважину ликвидируют путем цементирования ствола скважины в заданном интервале. Среднесуточные дебиты по скважинам до РИР составляли:

а) номер 5025 - 700 тыс. м 3/сут

б) номер 5043 - 640 тыс. м 3/сут

в) номер 5036 - 800 тыс. м 3/сут

г) номер 5037 - 620 тыс. м 3/сут

После проведения РИР получили увеличение среднесуточного дебита и безводный газ. Среднесуточный дебит скважин составил:

а) номер 5025 - 780 тыс. м 3/сут;

б) номер 5043 - 730 тыс. м 3/сут;

в) номер 5036 - 890 тыс. м 3/сут;

г) номер 5037 - 750 тыс. м 3/сут.

Прирост дебита по четырем скважинам составил 390тыс. м 3/сут.

На скважинах номер 5040, 5043, 5030 причиной снижения дебита стало образование песчаной пробки. Промывка стволов скважин производилась в пять дней один раз. Предлогается увеличить число промывок до двух раз в пять дней. До проведения мероприятия и удаления песчаной пробки среднесуточный дебит скважин составлял:

а) номер 5040 - 610 м 3/сут;

б) номер 5043 - 640 м 3/сут;

в) номер 5030 - 720 м 3/сут.

После мероприятий по удалению песчаных пробок дебит соответственно составил:

а) номер 5040 - 700 тыс. м 3/сут;

б) номер 5043 - 749 тыс. м 3/сут;

в) номер 5030 - 800 тыс. м 3/сут.

Прирост дебита по трем скважинам составил 279 тыс. м3/сут.

На скважинах номер 5028, 5027, 5032 причиной снижения дебита стало образование гидратной пробки. Следовательно проводились мероприятия по закачки ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу. Предлогается увеличить колличество подачи метанола на 15 процентов. Гидратообразования прекратилось, тем самым время на продувку скважин не затрачивается. До удаления гидратной пробки среднесуточный дебит скважин составлял:

а) номер 5028 - 726 тыс. м 3/сут;

б) номер 5027 - 750 тыс. м 3/сут;

в) номер 5032 - 650 тыс. м 3/сут.

На скважинах, работающих в гидратном режиме, провели следующие работы:

а) Увеличили дозировку подачи метанола на 15 процентов.

После этих мероприятий среднесуточный дебит по каждой скважине составил:

а) номер 5028 - 820 тыс. м 3/сут;

б) номер 5027 - 850 тыс. м 3/сут;

в) номер 5032 - 740 тыс. м 3/сут.

Прирост дебита по трем скважинам составил 284 тыс. м3/сут.

В результате технологических мероприятий эффект по каждой скважине за количество отработанных дней составил:

а) номер 5028 - 5170 тыс. м 3 за 55 суток;

б) номер 5027 - 6500 тыс. м 3 за 65 суток;

в) номер 5032 - 7650 тыс. м 3 за 85 суток;

г) номер 5025 - 6960 тыс. м 3 за 87 суток;

д) номер 5043 - 9270 тыс. м 3 за 103 суток;

е) номер 5036 - 8370 тыс. м 3 за 93 суток;

ж) номер 5037 - 11700 тыс. м 3 за 90 суток;

з) номер 5040 - 1620 тыс. м 3 за 18 суток;

и) номер 5043 - 1308 тыс. м 3 за 12 суток;

к) номер 5030 - 1200 тыс. м 3 за 15 суток.

2.7 Подбор подземного и наземного оборудования

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 гр. Цельсия и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до минус 40 градусов, имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.

В техническом описании приняты следующие обозначения:

а) КСО 168/219-21;

б) КСО - комплекс скважинного оборудования;

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

в) 168- условный диаметр лифтовых труб, мм;

г) 219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм;

д) 21 - рабочее давление, МПа;

ж) пакер механический.

Пакер механический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

Размещено на http://www.allbest.ru/



Рисунок 2.4 - Конструкция скважины ЯГКМ.

КЦ 168-21:

а) КЦ - клапан циркуляционный.

Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных пакером. Рабочее положение клапана при эксплуатации - закрытое.

КЗ 168-21:

а) КЗ - клапан забойный.

Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан- отсекатель КО 168-21 и замок З-102.

3. Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия

3.1 Охрана труда

Особенности процесса добычи газа, создающие опасность для обслуживающего персонала обусловлены:

а) необходимостью обслуживания оборудования (Ф.А., сепараторы и т.д.), находящегося под высоким давлением;

б) необходимостью работы во взрывоопасных помещениях;

в) опасность взрыва и пожара;

г) применение вредных и ядовитых веществ (метанол);

д) необходимостью проведения газоопасных работ, т.е. работ в загазованной среде.

К газоопасным работам относятся ввод в эксплуатацию газопроводов, аппаратов; ремонт действующих газопроводов (без отклонения их от газа); осмотр и проветривание колодцев; продувка газопроводов и скважин; ввод в газопровод метанола для удаления гидратов.

Для исключения опасных моментов все эти операции должны осуществляться со всеми требованиями по ТБ, противопожарной техники.

Территория объектов, участков и площадок вокруг скважины должна содержаться в чистоте и порядке. Заброшенные колодцы должны быть засыпаны. Сепараторы, установленные вне помещения, должны освещаться прожекторами или светильниками во взрывозащищенном исполнении.

В помещениях, где возможно выделение газа, запрещается хранение смазочных масел, обтирочных и других горючих материалов.

При эксплуатации скважин нужно следить за межколонными давлениями газа. Если давление в кольце начнет повышаться, то скважину необходимо заглушить и принять меры к ремонту колонны.

Содержание газа в воздухе производственных помещений не более 50 мг/м3. К работе с метанолом допускаются лишь лица, прошедшие инструктаж. Внутрь 10-15 г метанола ведет к слепоте и даже смерти. ПДК для ртути в воздухе помещений 0,01 мг/м3.

Открытые фонтаны в большинстве случаев вызваны грубым нарушением технологии ведения работ на скважинах.

В случае возникновения открытого фонтана необходимо:

а) прекратить все работы в загазованной зоне и вывести из нее людей;

б) остановить двигатели внутреннего сгорания;

в) отключить силовые и осветительные электролинии;

г) закрыть движение на пролегающих дорогах, выставив запрещающие знаки или посты охранения;

д) отключить все соседние производственные объекты, которые могут оказаться в загазованной зоне;

е) сообщить о случившемся и принятых первичных мерах руководству предприятия и вызвать на скважину газоспасателей, пожарную охрану и скорую медицинскую помощь.

Для оперативного управления работами по ликвидации открытого фонтана приказом создается штаб и назначается ответственный руководитель.

3.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия

При проектировании разработки и обустройства Ямбургского газоконденсатного месторождения соблюдены следующие нормы и правила:

а) правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;

б) правила безопасности в газовом хозяйстве;

в) санитарные нормы проектирования промышленных предприятий СН-245-71;

г) правила устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

д) противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений СНиП II-А6-70;

е) инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН 305-77.

Контролируют выполнение санитарных норм и противопожарных норм служба ТБ предприятия и госпожнадзор.

В проекте предусмотрено:

а) в помещениях, где возможны утечки и накопление газа (цех осушки, узел ввода шлейфов, замерный узел) применение механической вентиляции;

б) все двери в здании УКПГ открываются наружу;

в) количество выходов из зданий не менее двух;

г) операторные помещения обогреваются.

Объекты по добыче газа отнесены по пожарной безопасности к категории ?А? (СНиП II-90-81), по пожаровзрывоопасности (они связаны с переработкой газов, способных взрываться и гореть при взаимодействии с кислородом), поэтому они размещаются в зданиях I и II степени огнестойкости. УКПГ на месторождении размещены на открытых площадках для лучшего проветривания. В проектах зданий, сооружений применены стальные конструкции с заполнением алюминиевыми панелями типа ЗКП Миннефтегазстроя. В наружных ограждениях помещений с производствами категории «А» предусмотрены легкосбрасывающиеся конструкции из расчета 0,05м2 на 1 м3 взрывоопасного помещения. При необходимости сообщения между помещениями категории «А» и «Д» предусмотрено устройство тамбуров, шлюзов с подпором и ограждающими конструкциями с пределом огнестойкости не менее 1 часа.

На УКПГ имеются следующие индивидуальные средства защиты для:

а) органов дыхания;

б) органов зрения;

в) органов слуха;

г) кожи.

При проведении работ, связанных с чисткой абсорберов, десорберов, резервуаров, где возможно скопление газов, применяется шланговый противогаз ПШ-1 и изолирующий противогаз КИП-8. В том случае, если в окружающем воздухе содержится не менее 18 процентов свободного кислорода и не более 0,5 процента вредных веществ, применяются фильтрующие противогазы.

Для защиты органов дыхания от пыли (при выполнении цементных и других работ) применяются противопылевые респираторы Ш6-1.

Для защиты органов зрения от попадания вредных предметов (при продувке скважин) используют герметичные защитные очки.

Для защиты кожи применяются:

а) спецодежда;

б) резиновые перчатки;

в) защитная паста типа ХИОТ-1, ПМ-1, ИЭР-1, которые послеработ отмываются теплой водой и мылом.

Для защиты органов слуха от производственного шума с уровнем 115 Дб используются противошумовые наушники ВНИИОТ, снижающие уровень шума средней частоты на 10-40 Дб. Наушники имеют изолированный пластмассовый корпус, звукопоглотитель из эластичного поропласта и гидравлические уплотняющие протекторы из полимерной пленки.

Для обеспечения безопасности при работе на высоте используются предохранительные пояса.

Общие положения по защите от статического электричества изложены во "Временных правилах защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности":

а) Технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, должны быть заземлены. Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не должно превышать 100О м;

б) Для ослабления генерирования зарядов статического электричества ЛВЖ и другие диэлектрические материалы должны транспортироваться по трубопроводам с малыми скоростями. Ограничения скорости транспортирования принимаются в зависимости от свойств жидкости, диаметра и длины трубопроводов;

г) Для предотвращения образования и накопления статического электричества от падающей струи трубы для заполнения резервуаров, емкостей должны быть спущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости. Предусмотрена защита технологических установок производственных зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции. От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.

Для тушения пожаров на УКПГ применяются следующие огнегасительные вещества:

а) вода;

б) песок;

в) воздушно-механические пены для тушения конденсата;

г) огнетушители ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 для тушения электроустановок под напряжением.

Щиты с пожарным инвентарем и огнетушители находятся в непосредственной близости от мест, связанных с опасностью возникновения пожара. Пожарный щит устанавливается из расчета один щит на пять сепараторов. У каждого сепаратора устанавливается ящик с песком (1,5 м3) и один пожарный кран на десять сепараторов.

Наружное пожаротушение осуществляется на УКПГ-5 от кольцевой сети водопровода диаметром 219?6 через незамерзающие пожарные гидранты, установленные в колодцах. Необходимый подпор и расход в сети создаются стационарными насосами, в насосной оборотного водоснабжения. Управление насосами осуществляется с пульта управления. Внутреннее пожаротушение осуществляется от пожарных кранов, установленных внутри помещений, также предусмотрена система порошкового тушения. На канализационных сетях промстоков во избежание распространения огня, установлены гидрозатворы.

При тушении пожаров на скважинах и сепараторах рекомендуется применять воду. Выбор огнетушительных средств делается с учетом физико-химических свойств газа, конденсата и средств тушения.

Пожарную охрану осуществляют профессиональные пожарные части и ДПД.

Боевой расчет пожарной части состоит из 10 человек и имеет в своем распоряжении:

а) Автомобиль ЗИЛ-150 ППЗ-9;

б) Автомобиль ГАЗ-14 ПМГ-3;

в) Мотопила МПГ-600;

Автомобиль ЗИЛ-150 снабжен:

а) Емкостью на 2000 л. воды;

б) Баллоном на 200 л. воды;

в) Выкидным рукавом на 500 м;

г) Насосом ПН-25л с Q=1500 л/мин.;

д) Заборным рукавом длинной 11 м.

Каждая вахта операторов по добыче газа представляет собой отдельную ДПД.

Состав отделения:

а) Сменный инженер-командир;

б) Оператор по добыче газа;

в) Слесарь КИПиА;

г) Электрик.

На УКПГ имеется комплект противопожарного инвентаря:

а) Пожарные центробежные насосы ПН-30К;

б) Богры пожарные ПБТ с металлическим стержнем и ПБН с насадкой и большим крюком;

в) Топоры пожарные: ПП - пожарный поясной, ПБ - пожарный большой;

г) Крюки пожарные ПКЛ, ПКТ- тяжелые;

д) Рукавные соединения;

е) Стволы пожарные КР-Б, СА, ПС-50-70;

ж) Рукава пожарные;

з) Стволы пожарные ручные СПР-2;

и) Фонари пожарные ФЭП-И - индивидуальные;

к) Лестницы пожарные.

Контроль за соблюдением правил пожарной безопасности ведут сотрудники государственного пожарного надзора, входящие в штат УКПГ.

Проектом предусмотрена локальная комбинированная установка пожаротушения для отбортованного оборудования и система орошения колонных аппаратов. Установка предназначена для обнаружения очага пожара, выдачи сигнала о пожаре, подаче и распределении огнетушащих средств на защищаемое оборудование и тушения пожара. В качестве огнетушащих средств приняты порошок ПСБ и распыленная вода.

Установка имеет две очереди ввода в действие огнетушащих веществ.

Первая очередь: порошковое пожаротушение - обеспечивает подавление пожара в начальной стадии развития, вторая: распыленная вода - охлаждает и тем самым ликвидирует возможность повторного воспламенения. Жилые модули размещены на взрывобезопасном расстоянии от УКПГ.

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Охрана недр

Основными аспектами охраны недр и рационального использования углеводородных ресурсов, в процессе пробной эксплуатации скважин являются:

а) комплексное геологическое изучение строения недр месторождения, оценка запасов газа и конденсата;

б) уменьшение потерь и рациональное использование запасов газа и конденсата;

в) исключение потерь газа и конденсата при добыче, переработке и транспортировке, наиболее полное извлечение углеводородов из недр при экономически обоснованных пределах;

г) недопущение загрязнения водоносных горизонтов при разработке месторождения;

д) надежная изоляция всех проницаемых пластов в скважине;

е) предотвращение открытого фонтанирования скважин.

Охрана недр при эксплуатации залежей предусмотрена комплексом проектных решений и мероприятий, направленных на обеспечение условий для наиболее полного извлечения из недр углеводородного сырья.

Основными требованиями в области экологических ограничений недропользованием являются обеспечение безаварийной работы, соблюдение норм проектных и эксплуатационных потерь полезных ископаемых, которые могут привести к загрязнению полезных ископаемых или осложнить их разработку.

Следует принять все необходимые меры предосторожности для сохранения контроля за работой скважин. Это включает в себя визуальное наблюдение, а также послеустановочную опрессовку всего оборудования, работающего под давлением.

В дополнение к этому опрессовку следует производить повторно через определенные интервалы времени. Необходимо производить обучение персонала и инструктаж по технике безопасности в соответствии с установленными правилами.

К основным источникам загрязнения водоемов относятся неочищенные хозяйственно-бытовые стоки, промстоки, образующиеся при добыче и подготовке природного газа, содержащие метанол, диэтиленгликоль, нефтепродукты, компоненты пластовой воды, а также ливневые стоки загрязненные вредными веществами, находящимися в атмосферном воздухе и почве.

В связи с ограниченной способностью водоемов Крайнего Севера к самоочищению, обусловленной низкими температурами и коротким летом, практически все хозяйственно-бытовые стоки в ООО "Ямбурггаздобыча" подвергаются биологической очистке до нормативных требований на канализационно-очистных сооружениях (КОСах). Промышленные стоки, содержащие значительные количества загрязняющих веществ, не поддающихся эффективной очистке, утилизируются закачкой в пласт, а в аварийных случаях сжигаются на горизонтальных факельных установках.

Эффективность очистки сточной воды на КОСах постоянно контролируется работниками технологической (ПХБЛ) и ведомственной лаборатории охраны окружающей среды (НИЛ ООСиПС Управления НИПР).

Регулярному контролю подвергается вода Обской губы, являющейся источником питьевого водоснабжения объектов ООО "Ямбурггаздобыча".

4.2 Охрана окружающей среды

В соответствии с нормами технологического проектирования для предотвращения попадания газов в производственное помещение и атмосферу, проект предусматривает полную герметизацию всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. В случае повышения давления, сверх предусмотренного нормами технологического режима автоматическая система управления обеспечивает отключение отдельных установок. Оборудование оснащено предохранительными клапанами. Вся запорная арматура устанавливается на трубопроводах, транспортирующих газ, ДЭГ, метанол, конденсат соответствует первому классу герметичности затвора по ГОСТ-9544-60, предохранительная арматура по ГОСТ 12532-67.

Продувка аппаратов, трубопроводов и сброс газа от предохранительных клапанов осуществляется на свечу, ввиду того, что это происходит при нарушении технологического режима непродолжительное время. Для освобождения аппаратов и трубопроводов имеется дренажная система. Промывочные воды при чистке аппаратов во время подготовки их к внутреннему осмотру и ремонту сбрасываются в канализацию.

Для уменьшения утечек продуктов через сальники насосов, в них установлены торцовые уплотнения с подачей уплотняющей жидкости. Систематические выбросы газов и неочищенных жидкостей с установки не предусмотрены. Выбросы в атмосферу возможны лишь в случае аварии.

Выводы и заключения

Данный курсовой проект посвящен теме борьбы с осложнениями при эксплуатации газовых скважин в условиях Ямбургского газоконденсатного месторождения.

В результате проделанной работы можно сделать следующие выводы:

а) Рассмотрена геолого-промысловая характеристика Ямбургского ГКМ. Газонасыщенная мощность изменяется от 1 до 155 метров. Среднесуточные дебиты составляют от 400 до 600 тыс.м³/сут. Среднее начальное давление равно 117,4 кгс/см². Средневзвешанные по мощности пористость и проницаемость составляют 30 процентов и 569,3 мД, соответственно.

По состоянию на 1.01.2003 г. на Ямбургском ГКМ работали 8 УКПГ и 3 УППГ. Эксплуатационный фонд составил 915 скважин, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

б) Рассмотрена схема системы сбора газа на ГП-5 и описан процесс поступления его на установку комплексной подготовки газа УКПГ-5. А также проведен анализ эксплуатации газовых скважин и факторов, влияющих на их работу, основными из которых являются:

- вынос песка и образование песчаных пробок;

- обводнение скважин;

- гидратообразование в стволе скважины.

в) Рассмотрены методы борьбы с осложнениями на анализируемом фонде скважин, а именно:

- закачка метанола в полость подъемных труб для удаления гидратной пробки в стволе скважины;

- ремонтно-изоляционные работы (РИР) для изоляции водопритока в ствол скважины;

- удаление песчаной пробки продувкой скважины.

Рекомендации для эффективности дальнейшей эксплуатации анализируемого фонда скважин:

- обвязать устья скважин, работающих в гидратном режиме, метанолопроводом и установить в состав колонны НКТ ингибиторный клапан для подачи метанола в полость подъемных труб с целью предупреждения гидратообразования;

- с целью улучшения условия выноса твердых частиц с забоя скважин, работающих с образованием песчаных пробок, увеличить глубину спуска НКТ, а для предотвращения выноса песка ниже срезного клапана установить противопесочный фильтр.

г) Рассмотрен гидродинамический метод исследования скважин, приведена схема и описание установки для исследования скважин «Надым-1».

д) Проведен расчет скважины номер 5025 по выбору диаметра и длины подъемника (d = 73 мм; l = 1185 м) и установления режима ее работы (Vmin =96,5 тыс.м 3/сут - без осаждения водяных капель и конденсата на забое.), а также определения условий гидратообразования при положительных и отрицательных температурах.

е) Рассчитан технологический эффект от внедрения мероприятий по борьбе с осложнениями на анализируемом фонде скважин, добыча газа по скважинам стабильно увеличивается на 14 % и составляет 60 млн. м³.

ж) Рассмотрены вопросы охраны труда, техники безопасности, противопожарной безопасности, а также охраны окружающей среды и недр при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в условиях Ямбургского ГКМ.

Список используемой литературы

1 Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в ХХI веке.-ОАО «Газпром», Москва, 2003.

2 Т.М.Бекиров, А.Т.Шаталов. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М., Недра, 1986.

3 Э.Б.Бухгалтер Метанол и его использование в газовой промышленности. М., Недра, 1986.

4 А.И.Гриценко, В.А.Истомин, А.Н.Кульков, Р.С.Сулейманов. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М., Недра, 1999.

5 В.А.Истомин. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти.- М.,РАО ГАЗПРОМ. ВНИИГАЗ. 1990.

6 Отчет по геологии и разработке месторождений предприятия «Ямбурггаздобыча» за 1999г. - РАО Газпром. Технологический регламент на эксплуатацию объектов ГП-5 Ямбургского ГКМ РАО Газпром

7 А.И.Акульшин Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М., Недра, 1983.

8 И.Т. Мищенко Расчёты в добыче нефти М., Недра, 1989

Размещено на Allbest.ru