Файл: Курсовая работа по дисциплине Разработка и эксплуатация месторождений природного газа.doc
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 275
Скачиваний: 18
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, 2 пласта.
II объект – нижняя часть сакмарских отложений и верхняя толща ассельского возраста.
Второй раздел (R-2) – нижняя часть ассельского яруса и часть верхнего карбона.
III объект – нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона.
В таблице 1.1 приведены геолого-физические параметры эксплуатационных объектов.
Таблица 1.1 – Геолого-физические параметры эксплуатационных объектов
2 Анализ характера изменения основных показателей разработки
Средневзвешенное пластовое давление в зоне УКПГ-2 снижалось в процессе разработки. Динамика снижения пластового давления представлена на рисунке 2.1. На 1974 год (начало разработки) пластовое давление по зоне УКПГ-2 ОНГКМ принято равным 19,67 МПа, а на 01.01.2021 года оно составило 5,85 МПа. При сравнении фактических данных и проектных данных, принятых в 2005 году «Проектом доразработки Основной газоконденсатной залежи ОНГКМ», видно, что они близки между собой.
Рисунок 2.1 – Динамика пластового давления
Изменение пластового давления в процессе разработки зоны УКПГ-2 связано с темпом отбора газа из этой зоны, с вводом в эксплуатацию новых скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты.
В таблице 2.1 приведена динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-2 ОНГКМ с начала эксплуатации.
2.2 Подсчет запасов газа
Дренируемые запасы газа определяем по данным эксплуатации методом падения пластового давления. В основе метода падения пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи. Из соответствующей формулы (2.1) задаемся газонасыщенным объемом порового пространства, и далее находим сами запасы газа.
Уравнение материального баланса для залежи
, (2.1)
где Рt, Рн, Рат – текущее давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;
Zt, Zн – коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;
Тпл, Тст – пластовая и стандартная температура, К;
Ωн - начальный поровый объем, млрд.м3;
αн – начальный коэффициент газонасыщенности;
Qдобt – объем добытого газа на момент времени t, млрд.м3.
Для определения запасов газа строим зависимость Р(t)/z = f (Qдоб(t)) и на пересечении полученного графика с осью Qдоб определяем дренируемые запасы газа (таблица 2.2, рисунок 2.2).
Таблица 2.1 - Основные показатели разработки зоны УКПГ-2
Таблица 2.2 - Исходные и расчетные данные
Рисунок 2.2 – Графическое определение запасов газа
2.3 Анализ изменения забойного и устьевого давлений УКПГ-2
В таблице 2.1 приведена динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-2, однако значения среднего забойного давления в этой таблице не представлены. Для анализа изменения этого показателя его можно рассчитать по заданным значениям дебитов и устьевых давлений.
Давление на забое работающей скважины определяется по формулам
, (2.2)
, (2.3)
, (2.4)
где Рз, Ру – забойное и устьевое давления, МПа;
- дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м3/сут;
- внутренний диаметр фонтанных труб, м;
- коэффициент гидравлического сопротивления;
Н – глубина скважины, м;
- относительная плотность газа;
- средняя температура в скважине;
- коэффициент сжимаемости газа при средних давлении и температуре.
Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима движения газа и структуры поверхности внутренних стенок труб. Этот коэффициент может быть рассчитан по формуле, приведенной в [2]
, (2.5)
где
- абсолютная шероховатость труб, м
Средние давление и температура в работающей скважине определяются по формулам
, 
(2.6)
где Тз, Ту – забойная и устьевая температуры, К.
В таблице 2.3 представлены результаты расчета забойного давления средней скважины в процессе разработки зоны УКПГ-2.
Таблица 2.3 – Результаты расчета забойного давления средней скважины
3 Анализ состояния фонда скважин, подключенных к УКПГ-2
На начало разработки (1974 г.) в действующем фонде зоне УКПГ-2 было 24 скважины. На следующий год действующий фонд составлял уже 42 скважины. Максимальное количество скважин зафиксировано в 1995 году в размере
85 штук, но уже в 1998 году они резко сокращаются до 52 штук.
С 1977 года появляются первые обводненные скважины в количестве 3 штук, и с каждым годом они возрастают. В период с 2002 по 2004 года заметно понижение обводненных скважин. На 2015 год количество обводненных скважин составляет 57 штук со среднесуточной добычей воды 327,1 м3/сут.
С ноября 1988 года УКПГ-2 переведена на режим сжатия через ДКС-2, а в 2006 году – на режим двухступенчатого сжатия.
Действующий фонд скважин УКПГ-2 на 01.01.2021 составляет 61 скважина.
На рисунке 3.1 представлена динамика фонда скважин для зоны УКПГ-2 Оренбургского НГКМ.
Рисунок 3.1- Динамика фонда скважин УКПГ-2
3.1 Расчет скорости газового потока
При работе эксплуатационной скважины, осуществляется добыча газовой и газоконденсатной продукции, в состав которых может входить сероводород (H2S) и двуокись углерода (СО2). Указанные компоненты обладают агрессивными коррозионными свойствами, поэтому возникает потребность в защите внутренней поверхности оборудования от коррозионных процессов.
Коррозия разъедает газопромысловое оборудование, она обладает смешанным электрохимическим характером, потому что воздействуют микрокоррозионные гальванические элементы на неоднородную площадь металла, обладающая разными потенциалами, химическим характером. Последний заключается в непосредственном взаимодействии коррозионного агента и металла оборудования.
Характер и скорость коррозионных процессов оборудования скважин определяется концентрацией Н2S и CO2 в воде. Если увеличивается количество коррозионных веществ в воде, то скоростное течение коррозии возрастает. Количество Н2S и CO2 в воде определяется давлением, температурой и минерализацией воды.
Оренбургский газ содержит коррозионно-активные компоненты, поэтому нужно соблюдать определенный скоростной режим.
Нужно прибегнуть к режиму постоянной скорости потока, особенно это касается интервала перфорации, где важно обеспечить вынос примесей, которые стремятся попасть на забой вместе с газовой смесью.
Режим постоянного скоростного течения газа по стволу должен соблюдаться на двух участках: у интервала перфорации, обеспечивая вынос шлаков и у устья скважины, вследствие чего фонтанные трубы будут разъедаться с низкой интенсивность, если отсутствуют защитные ингибиторы. Величина скорости у интервала перфорации, необходимая, чтобы удалить шлаки, должна быть порядка 4 м/с. В случае более низкого значения могут образоваться пробки. Максимальная величина скорости ближе к устью скважины должна быть менее 11 м/с, при этом интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с.
Далее определим скорости для скважин.
, (4.1)
, (4.2)
где Ту, Тз - температура на устье и забое скважин, К;
Zу, Zз – коэффициенты сверхсжимаемости;
Ру, Рз – давление на устье, забое, МПа;
Q – дебит скважин, тыс.м3/сут;
dнкт – диаметр НКТ, см.
Для всех скважин УКПГ-2 рассчитаны скорости потока газа на устье и забое (таблица 3.1, рисунки 3.2-3.3). В 15 скважинах выполняется условие выноса жидкости и твердых частиц на поверхность, т.е. скорости на забое этих скважин не менее 4 м/с. В остальных скважинах (45 штук) эти скорости менее 4 м/с и это может привести к образованию столбов жидкости на забое. Необходимо заменить подземное оборудование скважин. Для некоторых скважин замена НКТ на меньший диаметр позволит увеличить скорость на забое (таблица 3.2). А для других скважин с водой, нужны мероприятия по удалению ее из ствола.
В 1 скважине получены значения устьевых скоростей более 11 м/с, в результате чего со стенок внутренней поверхности НКТ может уноситься защитная пленка. На это следует обратить внимание при определении количества закачиваемого ингибитора коррозии в скважину.
Таблица 3.1 - Скоростной режим скважин
Продолжение таблицы 4.2
Рисунок 3.2 - Скорость потока на устье скважин
Рисунок 3.3 - Скорость потока на забое скважин
3.2 Анализ годовых отборов газа, конденсата, воды
Годовой отбор газа из месторождений зависит от этапа разработки месторождения (период нарастающей, постоянной и падающей добычи).
В период нарастающей добычи газа годовые отборы устанавливаются согласно техническим возможностям предприятия и системы сбора, подготовки и транспорта газа.
В период падающей добычи газа годовые отборы превращаются из категории известных величин в категорию неизвестных, так как дальнейшее разбуривание месторождения прекращается из-за нецелесообразности бурения новых скважин по экономическим показателям, а также возникающих технологических трудностей при бурении в условиях низких пластовых давлений.
Наиболее существенное изменение годовых отборов происходит, если запасы газа оказываются существенно завышенными или заниженными по сравнению с запасами, принятыми при проектировании.
II объект – нижняя часть сакмарских отложений и верхняя толща ассельского возраста.
Второй раздел (R-2) – нижняя часть ассельского яруса и часть верхнего карбона.
III объект – нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона.
В таблице 1.1 приведены геолого-физические параметры эксплуатационных объектов.
Таблица 1.1 – Геолого-физические параметры эксплуатационных объектов
| Фильтрационно-емкостные свойства | ||
| объект | пористость, % | проницаемость, 10-15 м2 |
| I | 10,6 | 7 |
| R-1 | 11,6 | 2,5 |
| II | 12,6 | 16,4 |
| R-2 | 11,3 | 14,4 |
| III | 9,8 | 15,9 |
2 Анализ характера изменения основных показателей разработки
зоны УКПГ-2
2.1 Анализ изменения пластового давления в зоне УКПГ-2
Средневзвешенное пластовое давление в зоне УКПГ-2 снижалось в процессе разработки. Динамика снижения пластового давления представлена на рисунке 2.1. На 1974 год (начало разработки) пластовое давление по зоне УКПГ-2 ОНГКМ принято равным 19,67 МПа, а на 01.01.2021 года оно составило 5,85 МПа. При сравнении фактических данных и проектных данных, принятых в 2005 году «Проектом доразработки Основной газоконденсатной залежи ОНГКМ», видно, что они близки между собой.
Рисунок 2.1 – Динамика пластового давления
Изменение пластового давления в процессе разработки зоны УКПГ-2 связано с темпом отбора газа из этой зоны, с вводом в эксплуатацию новых скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты.
В таблице 2.1 приведена динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-2 ОНГКМ с начала эксплуатации.
2.2 Подсчет запасов газа
Дренируемые запасы газа определяем по данным эксплуатации методом падения пластового давления. В основе метода падения пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи. Из соответствующей формулы (2.1) задаемся газонасыщенным объемом порового пространства, и далее находим сами запасы газа.
Уравнение материального баланса для залежи
, (2.1)где Рt, Рн, Рат – текущее давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;
Zt, Zн – коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;
Тпл, Тст – пластовая и стандартная температура, К;
Ωн - начальный поровый объем, млрд.м3;
αн – начальный коэффициент газонасыщенности;
Qдобt – объем добытого газа на момент времени t, млрд.м3.
Для определения запасов газа строим зависимость Р(t)/z = f (Qдоб(t)) и на пересечении полученного графика с осью Qдоб определяем дренируемые запасы газа (таблица 2.2, рисунок 2.2).
Таблица 2.1 - Основные показатели разработки зоны УКПГ-2
Таблица 2.2 - Исходные и расчетные данные
Рисунок 2.2 – Графическое определение запасов газа
2.3 Анализ изменения забойного и устьевого давлений УКПГ-2
В таблице 2.1 приведена динамика основных показателей разработки зоны УКПГ-2, однако значения среднего забойного давления в этой таблице не представлены. Для анализа изменения этого показателя его можно рассчитать по заданным значениям дебитов и устьевых давлений.
Давление на забое работающей скважины определяется по формулам
, (2.2) , (2.3) , (2.4)где Рз, Ру – забойное и устьевое давления, МПа;
- дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м3/сут; - внутренний диаметр фонтанных труб, м;
- коэффициент гидравлического сопротивления;
Н – глубина скважины, м;
- относительная плотность газа; - средняя температура в скважине; - коэффициент сжимаемости газа при средних давлении и температуре. Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима движения газа и структуры поверхности внутренних стенок труб. Этот коэффициент может быть рассчитан по формуле, приведенной в [2]
, (2.5)где
- абсолютная шероховатость труб, мСредние давление и температура в работающей скважине определяются по формулам
, (2.6)где Тз, Ту – забойная и устьевая температуры, К.
В таблице 2.3 представлены результаты расчета забойного давления средней скважины в процессе разработки зоны УКПГ-2.
Таблица 2.3 – Результаты расчета забойного давления средней скважины
3 Анализ состояния фонда скважин, подключенных к УКПГ-2
На начало разработки (1974 г.) в действующем фонде зоне УКПГ-2 было 24 скважины. На следующий год действующий фонд составлял уже 42 скважины. Максимальное количество скважин зафиксировано в 1995 году в размере
85 штук, но уже в 1998 году они резко сокращаются до 52 штук.
С 1977 года появляются первые обводненные скважины в количестве 3 штук, и с каждым годом они возрастают. В период с 2002 по 2004 года заметно понижение обводненных скважин. На 2015 год количество обводненных скважин составляет 57 штук со среднесуточной добычей воды 327,1 м3/сут.
С ноября 1988 года УКПГ-2 переведена на режим сжатия через ДКС-2, а в 2006 году – на режим двухступенчатого сжатия.
Действующий фонд скважин УКПГ-2 на 01.01.2021 составляет 61 скважина.
На рисунке 3.1 представлена динамика фонда скважин для зоны УКПГ-2 Оренбургского НГКМ.
Рисунок 3.1- Динамика фонда скважин УКПГ-2
3.1 Расчет скорости газового потока
При работе эксплуатационной скважины, осуществляется добыча газовой и газоконденсатной продукции, в состав которых может входить сероводород (H2S) и двуокись углерода (СО2). Указанные компоненты обладают агрессивными коррозионными свойствами, поэтому возникает потребность в защите внутренней поверхности оборудования от коррозионных процессов.
Коррозия разъедает газопромысловое оборудование, она обладает смешанным электрохимическим характером, потому что воздействуют микрокоррозионные гальванические элементы на неоднородную площадь металла, обладающая разными потенциалами, химическим характером. Последний заключается в непосредственном взаимодействии коррозионного агента и металла оборудования.
Характер и скорость коррозионных процессов оборудования скважин определяется концентрацией Н2S и CO2 в воде. Если увеличивается количество коррозионных веществ в воде, то скоростное течение коррозии возрастает. Количество Н2S и CO2 в воде определяется давлением, температурой и минерализацией воды.
Оренбургский газ содержит коррозионно-активные компоненты, поэтому нужно соблюдать определенный скоростной режим.
Нужно прибегнуть к режиму постоянной скорости потока, особенно это касается интервала перфорации, где важно обеспечить вынос примесей, которые стремятся попасть на забой вместе с газовой смесью.
Режим постоянного скоростного течения газа по стволу должен соблюдаться на двух участках: у интервала перфорации, обеспечивая вынос шлаков и у устья скважины, вследствие чего фонтанные трубы будут разъедаться с низкой интенсивность, если отсутствуют защитные ингибиторы. Величина скорости у интервала перфорации, необходимая, чтобы удалить шлаки, должна быть порядка 4 м/с. В случае более низкого значения могут образоваться пробки. Максимальная величина скорости ближе к устью скважины должна быть менее 11 м/с, при этом интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с.
Далее определим скорости для скважин.
, (4.1) , (4.2)где Ту, Тз - температура на устье и забое скважин, К;
Zу, Zз – коэффициенты сверхсжимаемости;
Ру, Рз – давление на устье, забое, МПа;
Q – дебит скважин, тыс.м3/сут;
dнкт – диаметр НКТ, см.
Для всех скважин УКПГ-2 рассчитаны скорости потока газа на устье и забое (таблица 3.1, рисунки 3.2-3.3). В 15 скважинах выполняется условие выноса жидкости и твердых частиц на поверхность, т.е. скорости на забое этих скважин не менее 4 м/с. В остальных скважинах (45 штук) эти скорости менее 4 м/с и это может привести к образованию столбов жидкости на забое. Необходимо заменить подземное оборудование скважин. Для некоторых скважин замена НКТ на меньший диаметр позволит увеличить скорость на забое (таблица 3.2). А для других скважин с водой, нужны мероприятия по удалению ее из ствола.
В 1 скважине получены значения устьевых скоростей более 11 м/с, в результате чего со стенок внутренней поверхности НКТ может уноситься защитная пленка. На это следует обратить внимание при определении количества закачиваемого ингибитора коррозии в скважину.
Таблица 3.1 - Скоростной режим скважин
Продолжение таблицы 4.2
Рисунок 3.2 - Скорость потока на устье скважин
Рисунок 3.3 - Скорость потока на забое скважин
3.2 Анализ годовых отборов газа, конденсата, воды
Годовой отбор газа из месторождений зависит от этапа разработки месторождения (период нарастающей, постоянной и падающей добычи).
В период нарастающей добычи газа годовые отборы устанавливаются согласно техническим возможностям предприятия и системы сбора, подготовки и транспорта газа.
В период падающей добычи газа годовые отборы превращаются из категории известных величин в категорию неизвестных, так как дальнейшее разбуривание месторождения прекращается из-за нецелесообразности бурения новых скважин по экономическим показателям, а также возникающих технологических трудностей при бурении в условиях низких пластовых давлений.
Наиболее существенное изменение годовых отборов происходит, если запасы газа оказываются существенно завышенными или заниженными по сравнению с запасами, принятыми при проектировании.