ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

Основные проблемы эксплуатации систем добычи и подготовки газа на Медвежьем месторождении связаны со снижением давления по всей технологической цепочке, что приводит к увеличению влагосодержания пластовой продукции. Анализ осложнений эксплуатации скважин выявил необходимость разработки новых стратегий для предотвращения выноса механических примесей и борьбы с водопескопроявлениями.

ABSTRACT

The main problems of operating gas production and treatment systems at the Medvezhye field are related to pressure reduction throughout the entire process chain, which leads to an increase in the moisture content of reservoir products. An analysis of well operation complications revealed the need to develop new strategies to prevent the removal of mechanical impurities and combat water and sand manifestations.

Ключевые слова: газовые промыслы, эксплуатация скважин, гидродинамика, осушка газа, интерференция скважин.

Keywords: gas fields, well operation, hydrodynamics, gas dehydration, well interference.

Основные решения по разработке

С целью перераспределения отборов пропорционально запасов решением ЦКР (протокол № 30/79 от 27.11.1979 г.) принято бурение дополнительных 30 скважин в районе ГП-1, 4 и 12 скважин в районе ГП-9. В 1995 году ГКЗ экспертно оценило начальные запасы в объеме 1800 млрд.м³ решением РК (протокол № 20/86 от 11.04.1985 г.) принят годовой отбор 72 млрд.м³, рекомендовано бурение дополнительно 55 эксплуатационных скважин диаметром НКТ - 114 мм.

В 1987 году в ГКЗ переутверждены запасы газа в объеме 2200 млрд.м³, проектом разработки (протокол ЦКР № 1/89 от 18.01.89 г.) принято решение добурить 57 эксплуатационных скважин с диаметром НКТ - 114 мм.

Месторождение разрабатывается в условиях проявления активного водонапорного режима. Объем внедрившейся воды по расчетам на конец 2001 года составил – 4,5 млрд.м³.

Характеристика системы сбора и подготовки газа

На Медвежьем месторождении сбор газа от скважин производится на девять установок комплексной подготовки газа (УКПГ), к каждой УКПГ подключено от 25 до 40 скважин. Длины шлейфов колеблются от 0,8 до 6 км. При имеющем место переключении скважин на соседние УКПГ длины шлейфов увеличиваются до 10-14 км. Функционирует линейно-лучевая схема сбора с подключением на один шлейф от одной до пяти скважин.

От индивидуальных скважин осуществляется попутная врезка в один шлейф 2-3 скважин, от кустов через гребенку подключаются 2-5 скважин, на один или два шлейфа. Шлейфы выполнены в основном из труб 273 мм от одиночных скважин и при групповом подключении до точки их врезки из труб 325 мм. Подключение скважин производится выкидными линиями в основном диаметрами 114-159 мм, длиной 0,05-0,1 км. От крупных кустов (УКПГ-9) применены трубы диаметром 325-426 мм. Общая протяженность шлейфов на одной УКПГ колеблется в широком диапазоне 45-140 км, минимальная на ГП-6 - 43,35 км, максимальная на ГП-9 - 137,4 км.

В результате анализа температурного режима системы сбора газа путем статистической обработки фактических данных, было установлено действительное значение коэффициента теплопередачи для весенне-осеннего и зимнего периодов.

Реальные коэффициенты теплопередачи значительно выше расчетных, в то же время их значение в весенне-осенний период выше, чем в зимний. Это объясняется тем, что в зимнее время влажность грунта уменьшается, а также появляется дополнительный теплоизоляционный слой, образованный снежным покровом и воздушной прослойкой между трубой и снегом. В осенне-весенний период шлейфы находятся в переувлажненном грунте, иногда омываются водой, что значительно повышает потери тепла газом.

Опыт эксплуатации шлейфов и термодинамические расчеты с учетом фактических коэффициентов теплопередачи свидетельствуют, что при работе шлейфов в стационарном режиме обеспечивается безгидратный режим как теплоизолированных, так и не теплоизолированных шлейфов длиной до 5 км.

Промысловая подготовка газа к дальнейшему транспорту на Медвежьем месторождении ведется на 9 УКПГ. Четыре установки (УКПГ-2, 7, 8, 9) абсорбционного типа, а пять установок (УКПГ-1, 3, 4, 5, 6) адсорбционного типа.

На УКПГ адсорбционного типа глубина осушки газа (точка росы) меняется в течение цикла адсорбции от минус 40-45 ºС в начале цикла до минус 5 ºС и выше в конце в зависимости от динамической емкости адсорбента, расхода газа и продолжительности цикла. Минимальная продолжительность цикла адсорбции определяется возможностями системы регенерации и составляет 10-12 часов.

Адсорбционные установки подготовки газа при разрушении гранул адсорбента обладают повышенным гидравлическим сопротивлением в системе осушки. Поэтому при эксплуатации адсорбционных установок необходимо обеспечить эффективную сепарацию газа на блоке входных сепараторов-пылеуловителей от пластовой жидкости, чтобы предотвратить разрушение и засоление слоя адсорбента в процессе многократной регенерации.

Для установок осушки газа обоих типов является важным условием обеспечение по возможности более низкой температуры контакта. Оптимальной температурой контакта принято считать температуру 10 -15ºС, для чего необходимо обеспечить высокоэффективную работу АВО газа после ДКС.

Промысловая подготовка газа на месторождении Медвежье на завершающем этапе его будет иметь особенности, обусловленные, во-первых, наличием установок комплексной подготовки газа различного типа, во-вторых, различными запасами газа на отдельных УКПГ и их расположением в системе межпромысловых коллекторов, в-третьих, расположением конечной ступени сжатия газа общей для всего месторождения (ЦДКС) на отдельной площадке в непосредственной близости от головной компрессорной станции в п. Пангоды.

Сосредоточение мощностей сжатия газа на ЦДКС обуславливает работу систем осушки газа на УКПГ при низких рабочих давлениях.

Проблемы эксплуатации газопромысловых систем

Газопромысловая система предприятия "Газпром добыча Надым" на сегодняшний день состоит из двадцати трёх газовых промыслов, расположенных на пяти месторождениях: «Медвежье», «Ямсовей» и «Юбилейное», «Бованенковское», «Ново-Портовское» газопроводов подключения, трёх линий межпромыслового газопровода (МПК) месторождения Медвежье.

В состав газовых промыслов входят: подсистемы скважин, внутрипромысловая газосборная сеть, межцеховой газосборный коллектор, дожимная компрессорная станция (ДКС), установка комплексной подготовки газа (УКПГ). Кроме того, газовые промыслы оснащены всем необходимым оборудованием для автономного функционирования в экстремальных ситуациях.

Подсистема скважин. Применение скважин большого диаметра оправдано высокими коллекторскими, и относительно высокими прочностными свойствами продуктивных пластов. Коллекторная схема газосборной сети предусматривает два положения. Первое, что от куста скважин до входа на УКПГ или ДКС проложены один или два шлейфа, но число шлейфов всегда меньше числа скважин. Второе, что шлейфы от разных кустов соединяются друг с другом, т.к. количество входных манифольдов на УКПГ значительно меньше числа скважин или кустов.

Эти положения, обеспечив значительную экономию при строительстве, создают определенные проблемы при эксплуатации подсистемы скважин, связанные главным образом с явлениями интерференции (взаимовлияния) скважин по газосборной сети. Основные сложности возникают в системе регулирования газопотоков, т.к. автоматические регуляторы расхода газа не регулируют расходы газа по конкретным скважинам. В результате этого, периодически при изменении технологического режима работы промысла, часть скважин начинает работать вне зоны оптимального, а иногда и технологически допустимого режима. В последние годы в связи со снижением пластового давления и увеличением фактического влагосодержания пластовой продукции скважин все чаще стали отмечаться явления самозадавливания скважин. Это осложнение не всегда удается ликвидировать простым перераспределением газопотоков в кусте или в шлейфе (после предварительной продувки скважины, конечно), в таком случае скважину выводят в капитальный ремонт.

Основная сложность состоит в том, что при оптимизации технологического режима работы газосборной сети (ГСС), распределение дебитов скважин, назначаемое из условия максимизации добычи газа при заданном входном давлении, далеко не всегда удовлетворяет существующим технологическим ограничениям. Эти ограничения обусловлены с одной стороны - не разрушением призабойной зоны пласта, с другой стороны - условиями безгидратной работы скважин и ГСС, а также условиями самозадавливания скважин.

Исследованиями, проведенными сотрудниками НТЦ "Газпром добыча Надым" установлено, что условие сохранения целостности призабойной зоны наиболее точно характеризуется величиной удельного перепада давления, возникающего в околоскважинном пространстве r_s < R < r_kp, где фильтрация газа подчиняется квадратичному закону течения АР² = bq². Кроме того, разработана методика оценки критических величин оцениваемых параметров.

Как показал анализ осложнений при эксплуатации скважин Медвежьего и Уренгойского месторождений, дренирующих продуктивные пласты сеноманского возраста, водопескопроявления являются основным видом таких осложнений в Ямало-Ненецком автономном округе. Частными случаями водопескопроявлений являются: уже упоминавшееся самозадавливание и накопление песчано-глинистых пробок на забоях скважин.

Надымгазпромом опробовано множество технических решений, направленных на предотвращение выноса механических примесей (песка) из пласта на забой скважин. Это - различные конструкции забойных фильтров, кроме гравийно-намывных, закачки различных коагулирующих составов в призабойную зону и т.д. Однако все эти решения не оказывались достаточно эффективными, либо область их возможного применения оказывалась достаточно узкой.

На основе анализа многочисленных данных гидродинамических и геофизических исследований пескопроявляющих скважин, была получена точная зависимость между положением нижнего газоотдающего интервала в скважине и фактом накопления и роста песчано-глинистой пробки на её забое. Необходимо отметить одну важную особенность, имеющуюся на месторождении Медвежье – здесь практически не встречаются "сухие" пескопроявляющие скважины, как правило, песок на забое начинает скапливаться после появления там воды, что вполне объяснимо размыванием глинистого цемента породы, и, как следствие, резким снижением её несущей способности. Фактические невысокие депрессии, применяемые при эксплуатации скважин месторождения, позволили выработать единую стратегию борьбы с водопескопроявлениями.

Решение проблем, вызванных негативными эффектами от явлений интерференции газопромысловых объектов по соединяющим их газопроводам заключается в создании надёжной и эффективной системы автоматического регулирования технологических режимов работы, как отдельных элементов системы, так и комплекса в целом.

Подсистема газосборная сеть. Протяженности отдельных газопроводов достигают 15 км, а многие более 10 км. Большинство газосборных коллекторов (шлейфов) проложено подземно в траншеях, что обеспечивает достаточно высокую температуру газа на входе промысла (~ 12-18 °С). Газ от скважин по шлейфам поступает через блоки входных манифольдов во внутри цеховой коллектор, по которому направляется на первую ступень сепарации - пылеуловители ДКС, а на ГП-9 еще и во вторую ступень -блоки фильтров и далее - по системе на вход нагнетателя газоперекачивающего агрегата (ГПА). После повышения давления газ через аппараты воздушного охлаждения поступает во вторую часть внутри цехового коллектора, откуда распределяется по технологическим линиям (или цехам) УКПГ.

Список литературы:

1. Г. И. Облеков Геологический отчет ПО Надымгазпром. Надым, 1998г.
2. Ю. П. Коротаев, А.И. Ширковский Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М., Недра, 1984 г.
3. Технологический регламент по проведению операций технологического процесса на УКПГ-8. Надым, 1998г.
4. В. Н. Гордеев. Диссертационная работа «Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера». Надым, 1997.
5. Е. М. Нанивский, В. Н. Маслов. Отчет по научно - исследовательской работе. Составить проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации. Тюмень, 1995.
6. Г. И. Облеков Геологический отчет ПО Надымгазпром. Надым, 1997г.
7. Е. М. Нанивский, В. Н. Маслов. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Тюмень, 1998.