Научная статья на тему 'РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО - РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЕКТИРУЕМЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОРПЕДЖЕ'

РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО - РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЕКТИРУЕМЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОРПЕДЖЕ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
76
17
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Деряев А.Р., Деряев С.А.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО - РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЕКТИРУЕМЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОРПЕДЖЕ»

2,0.

1,0.

О

д/,%

5-0,25__ Р..

0,5 1,0 Рис. 2. Зависимость показателя эффективности от отношения депрессий на горизонтах

Список литературы

1. Деряев А.Р., Еседулаев Р. Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Наука, 2017. Стр. 98-126.

РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО - РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЕКТИРУЕМЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОРПЕДЖЕ Деряев А.Р.1, Деряев С.А.2

1Деряев Аннагулы Реджепович - кандидат технических наук, научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»;

2Деряев Сулейман Аннагулыевич - студент, кафедра бурение нефтяных и газовых скважин, факультет нефти и газа, Международный университет нефти и газа им. Ягшигельды Какаева, г. Ашгабат, Туркменистан

Обоснование выбора объектов для ОРЭ

При выборе объектов для применения технологии одновременно - раздельной эксплуатации двух горизонтов в одной скважине были учтены следующие геолого-технические условия разработки месторождения:

- совпадение на плане основных частей продуктивных площадей горизонтов, предназначенных для ОРЭ;

- сопоставимость количества запасов газа, дренируемых одной скважиной;

- абсолютная величина текущих запасов;

- расстояние по разрезу между горизонтами, предназначенными для ОРЭ;

- степень выработанности запасов горизонтов;

- величина пластового давления и температуры;

- режимы дренирования залежей;

- продуктивные характеристики пластов;

- возможность уменьшения количества скважин для бурения;

На основе анализа имеющихся геолого-промысловых данных для применения технологии ОРЭ пластов в одной скважине были выбраны 4 горизонта в двух сочетаниях:

НК8 (нижний горизонт) с НК7д (верхний горизонт);

НК7а (нижний горизонт) с НК5+6 (верхний горизонт).

Горизонт НК7д залегает непосредственно над горизонтом НК8, а горизонт НК5+6 - над горизонтом НК7а.

Залежи газа, разработка которых предусматривается с применением ОРЭ, для каждой пары горизонтов находятся в одноименных тектонических блоках и имеют аналогичную связь с законтурной областью, и следовательно, схожие режимы дренирования. Это является благоприятным условием для обеспечения в длительный период примерно одинакового темпа падения пластового и устьевого давлений.

Каждый из рассматриваемых горизонтов является самостоятельным эксплуатационным объектом со своей проектной сеткой скважин. Поэтому применение технологии ОРЭ позволит значительно сократить количества скважин для бурения, следовательно, и материально-технических затрат, связанных с разбуриванием месторождения в целом.

Разработка предложений по выбору технологии ОРЭ в газовых скважинах месторождения Корпедже и рационального комплекса оборудования

Разработка предложений по выбору технологии ОРЭ и рационального комплекса оборудования согласуется с общими требованиями к данному способу эксплуатации многопластовых месторождений.

В соответствии с общими требованиями технико-технологические решения по ОРЭ должны обеспечивать:

- получение оптимальных дебитов по каждому из эксплуатируемых пластов (в соответствии с проектом разработки);

- возможность оперативного регулирования общего дебита скважины при рациональном соотношении дебитов отдельных пластов;

- проведение исследовательских работ с определением характеристик каждого из пластов;

- эффективное проведение операций по освоению и глушению пластов и скважины в целом;

- возможность эффективного проведения ремонтных работ;

- наличие элементов в комплексе оборудования, обеспечивающих предотвращение открытого фонтанирования скважины;

- возможность проведения химреагентных воздействий, как на поток флюидов в НКТ так и на эксплуатируемые пласты (ингибиторами гидратообразования и др.).

Принимаемые технико-технологические решения могут значительно различаться для конкретных различных условий газоконденсатных месторождений. При этом выполнение всех вышеперечисленных требований с максимальной полнотой может оказаться невозможным в каких-то специфических условиях. Особенно значимыми являются факторы глубины скважин и диаметра обсадных колонн. Большая глубина скважин (как в случае месторождения Корпедже) и малый диаметр эксплуатационных колонн значительно ограничивают возможности применения внутрискважинного оборудования, отвечающего конструктивно всем требованиям, предъявленным к ОРЭ газовых пластов.

Анализ конструктивных особенностей существующих комплексов оборудования для ОРЭ газоконденсатных пластов

Задачей анализа существующих комплексов оборудования для ОРЭ являлось определение реального варианта разработки газоконденсатного месторождения Корпедже с применением способа ОРЭ двух пластов одной скважиной.

Анализировались скважинные комплексы оборудования, включая оборудование иностранных фирм в сопоставлении с данными о конструкции газовых скважин месторождения Корпедже, приведенными в таблице 1.

Таблица 1. Техническая характеристика установок типа УФК с концентрической подвеской насосно-компрессорных труб для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом (наибольшая глубина установки пакера - 3000 м, наибольшее расстояние

между пластами - 1000 м)

Показатели 1УФК-145-210 1УФК-168-210 2УФК-146-210 2УФК-168-210 ЗУФК-146-210 ЗУФК-168-210

Условия эксплуатации В продукции верхнего В продукции верхнего В продукции обоих

пласта отсутствует пласта содержится пластов содержится

парафин и песок; незначительное парафин и песок; верхний

верхний - по затрубью; количество парафина и по наружным трубам;

нижний - по трубам песка; по трубам нижнии - по внутренним

Условный диаметр эксплуатационный колонны. 146 168 146 168 146 168

рабочее давление, МПа 21 21 21 21 21 21

исло рядов НКТ 1 1 2 2 3 3

Условный диаметр НКТ, мм 60; 73 и 89 60; 73 и 89 - - - -

первый ряд - - 48 48; 60 и 73 33 48

торой ряд - - - - 60 73

гретий ряд - - 89 89; 114 102 114

Габариты скважинного оборудования, мм::

наружный диаметр 118 135 118 135 118 135

длина (без НКТ) 3705 3870 6630 4910 3700 3800

Масса оборудования, кг:

наземного 2796 2796 2796 2796 2872 2872

скважинного 95 105 141 161 120 126

Скважинное оборудование:

золотниковый клапан Нет Нет Есть Есть Нет Нет

ионическая глухая подвеска Есть Есть Есть Есть Нет Нет

шариковый клапан: Есть Есть Есть Есть Нет Нет

разобщитель Нет Нет Нет Нет Есть Есть

Примечание: Габариты наземного оборудования 3900x3200x700 мм; тип фонтанной арматуры 2АФТ-65-210; пакер однопроходной типа ППМР; пропускной клапан типа 2КП.

За основные показатели технологической характеристики комплексов оборудования приняты:

-рабочее давление; -максимальный отбор газа; -условный диаметр подъёмных труб; -минимальный диаметр проходного отверстия; -диаметр прохода сменных насадок дросселя;

-условный диаметр эксплуатационной колонны (подходящий для данного комплекса);

-наружный диаметр пакера; -максимальная глубина спуска пакера; -рабочая среда;

-максимальная температура рабочей среды; -габариты и масса пакера (без подъёмных труб). Анализировались комплексы:

Установка УФК с концентрической подвеской насосно-компрессорных труб для одновременно-раздельной добычи газа фонтанным способом для двух пластов (таблица 1).

Установки типов УПГ и УГ с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб для одновременно-раздельной добычи газа (таблица.2).

Комплекс типа КСГ для эксплуатации одного запакерованного газового пласта с забойным регулированием дебита (таблицы 3, 4 и рисунок 1).

Из рассмотрения приведенных материалов следует, что комплексы УФК, КПГ и У Г не могут быть применены в представленных модификациях для оборудования газовых скважин месторождения Корпедже, так как требуют большего диаметра эксплуатационной колонны (146-168мм) и рассчитаны на значительно меньшее рабочее давление.

Аналогичные комплексы оборудования с параллельной подвеской НКТ и с концентрической подвеской НКТ иностранных фирм, доступных для нашего рассмотрения модификаций, рассчитаны на меньшее рабочее давление и не могут быть непосредственно применены для скважин месторождения Корпедже.

Детальное рассмотрение комплекса оборудования типа КСГ приводит к выводу о возможности его применения на месторождении Корпедже при внесении некоторых изменений в общую компоновку элементов, что допустимо, так как каждый из элементов, комплекса (выше пакера) выполняет свои функции независимо от остальных узлов.

Наше предложение основано на том, что в упрощенном варианте ОРЭ комплекс КСГ, мог бы выполнить все свои регламентные функции по отбору газа из пласта, находящегося в подпакерной зоне с регулированием его дебита с помощью «глубинного» дросселя (дет.9 на рисунке 1). В тоже время в колонну НКТ выше пакера возможно ввести продукцию верхнего пласта (с соответствующим конструктивным оформлением узла ввода).

Таблица 2. Техническая характеристика установок типов УГП и УГ с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб для одновременной раздельной добычи газа

Показатели Для двух типов пластов Для трех-четырех пластов

УГП -168-210 УГП -168- 350К1 УГЗ-219- 350

Условия эксплуатации По параллельным рядам труб; При четырех пластах верхний - по затрубью

Рабочая среда Природный газ, газовый конденсат Природный газ, газовый конденсат, обьемная доля СО 2 до 6% Природный газ, газовый конденсат

1 Условный диаметр эксплуатационный колонны, мм 168 168 219

Рабочее давление, 21 35 35

Температура рабочей среды °С 100 100 150

Количество рядов НКТ 2 2 3

Условный диаметр НКТ, мм первый ряд 73; 60 73; 60 73

второй ряд 48; 60 48; 60 60

третий ряд - - 48

Габаритные размеры оборудования, мм:

наземного 3215x940x1200 3215x940x1230 3590x2380x2700

скважинного (диаметр х длина без НКТ) 145x3000 (два комплекта) 145x3000 (два комплекта) 190x8800 (три комплекта)

Масса оборудования, кг:

наземного 935 1200 3300

скважинного 370 370 855

Наибольшая глубина спуска НКТ. мм

первого ряда - - 3800

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

второго ряда - - 3500

третьего ряда - - 3000

Наименьшее расстояние между продуктивными - - 10

Скважинное оборудование:

1 пакер:

1 число 2 2 3

Показатели Для двух типов пластов Для трех-четырех пластов

УГП -168-210 УГП -168- 350К1 УГЗ-219- 350

тип ППГМ1 однопроходной, ПД-2-ЯГ ППГМ1 однопроходной, ПД-2-ЯГ двухпроходной 1ППГ-219-350 однопроходной, 1ППДГ-219-350 двухпроходной, ШШТ-219-350 трехпроходной

ингибиторный клапан:

1 число Нет 2 Нет

тип - КИНГ -

циркуляционный

1 число 1 2 3

тип 1КЦГ; КЦГ2 КИНГ КЦП-350

число посадочных ниппелей 2 1 -

тип разъединителя колонны РК РК -

число шариковых клапанов 2 2 3

проходная подвеска Нет Нет Есть

При этом колонна НКТ должна быть укомплектована в зоне верхнего пласта одним циркуляционным клапаном (для одновременного освоения и глушения обоих пластов), а осуществленный в результате такой компоновки раздельный отбор газа из двух пластов может быть проконтролирован по дебитам путем изменения давления в НКТ в зоне подключения верхнего пласта.

Информативность исследовательских работ может быть доведена до приемлемого уровня при производстве расчетного определения давления в кольцевом пространстве на уровне верхней зоны перфорации эксплуатационной колонны (т.е. на уровне верхнего пласта) по известному затрубному давлению.

При известной площади сечения дроссельных отверстий (насадок) на входе газа верхнего горизонта в НКТ возможно определение дебита верхнего пласта и далее, расчетное определение дебита нижнего пласта по суммарному дебиту скважины, измеренному на ГЗУ.

Важным необходимым элементом такой компоновки оборудования является обратный клапан, встроенный в камеру ввода газа верхнего горизонта в колонну НКТ.

Необходимость установки обратного клапана определяется существенным различием в пластовых давлениях объектов, продукция которых объединяется в общей колонне НКТ.

Таблица 3. Техническая характеристика комплексов скважинного оборудования типа КСГ

(комплект поставки: тескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ, скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС, разъединитель коллоны типа РК, замки для клапана-отсекателя и дросселя, клапан-отсекатель типа КА, съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ, уравнительный клапан КУМ, ниппели клапана отсекателя и приемного клапана в сборе)

Показатели КСГ-73-70-112 КСГ-73-70-112К1 КСГ-73-70-112К2 3К чо 3 1 - 0 - 3 7 - -Г С К КСГ-89-70-145КЗ КСГ-89-70-140К4

Рабочее давление, МПа 70 70 70 70 70 70

Максимальный отбор газа, 0.75 0.75 0.75 1.7 1.7 1.7

млн.мЗ/сут

Условный диаметр подъемных 73 73 73 89 89 89

труб по ГОСТ 633-80, мм

Минимальный диаметр

проходного отверстия, мм

без клапана-отсекателя 40 40 40 56 56 56

с клапаном отсекателем 21 21 21 32 32 32

Диаметр прохода сменных 10-20 15-35

насадок дросселя, мм (через 1мм) (через 1мм)

Условный диаметр

эксплуатационный колонны 140-146 140-147 140-148 168 168 168

труб по ГОСТ 632-80, мм

Максимальный внутренний

диаметр эксплуатационной

колонны труб, гарантирующий 119.7 119.7 119.7 144.3 148.3 152.3

герметичность разобщения пакером, мм Наружный диметр пакера, мм 112 112 112 136 140 145

Максимальная глубина спуска пакера,м 7000 7000 7000 7000 7000 7000

Рабочая среда Природный газ, газоконденсат с содержанием

Механич примесей до 0,01 г/мЗ Объемной доли С02 10% Объемной доли С02 и Н23 10% каждого Объемная доля С02 и Н23 до26% каждого

Максимальная температура 200 200 200 125 125 125

рабочей среды, С

Габариты, мм: 112 112 112 136 140 145

Диаметр

длина (без подъемных труб) 9865 9865 9865 9000 9000 9000

Масса (без подъемных труб),кг 386 386 413 500 500 500

Таблица 4. Основные параметры пакеров

Диаметр эксплуатацио нной колонны, мм Пакер

Наружны й диаметр, мм Зазор, мм Число проходны х отверстий для лифтовых Диаметр проходно го отверстия, мм Рабочий перепад давления, МПа

114 90 6,3 1 35,2 70

94 40 14; 21; 35; 50

127 103 6; 8 1 35,2 70

107 40 14; 21; 35; 50

112

140 114 5,7 1 40 14; 21; 35; 50; 70

118 50 14; 21; 35; 50

122

118

146 122 6; 8; 10 1 40 14; 21; 35; 50; 70

126 50 14; 21; 35; 50

133 50 70

136 1 62 14; 21; 35; 50

140 6; 3; 7,3 40 14; 21

168 145 8,3; 9,3

148 1 50 70

62 14; 21; 35; 50

145 40 14; 21

178 148 5,8; 9,8 1 62 14; 21; 35; 50

150 10,8 40 14; 21;35

155 1 62 14; 21; 35; 50; 70

155

160 5,7; 10,7 1 62 14; 21; 35; 50; 70

194 165 62 50

170 76 14; 21; 35

89 14; 21; 35

185 1 50 14; 21

219 190 8,1; 10,1 1 89 35

195 2 89 35

3 100 14; 21

205

212 10,5; 11,5 1 132 14; 21

245 218

220

238 9,1; 11,1 1 155 14; 21

273 242

246

248

Рис. 1. Комплекс скважинного оборудования

Для такой схемы ОРЭ важным технологическим фактором является соотношение величин проектируемых депрессий на эксплуатирующиеся пласты.

Как следует, при совместном подъёме продукции пластов НК8 и НК7д по одной колонне НКТ следует учитывать достаточно большое различие в депрессиях на верхний и нижний пласты и относительно малую величину депрессии на верхний пласт, обеспечивающей заданный отбор газа.

Очевидно, что если в скважине, оборудованной по предлагаемому варианту и работающей при депрессии на верхний пласт ДР = 23,9кгс/см2 и на нижний пласт ДР = 92,5 кгс/см, по каким-либо причинам давление в скважине на уровне верхнего пласта увеличится, например на 25 кгс/см2, то это будет означать возникновение репрессии на верхний пласт при работающем нижнем пласте (со сниженным дебитом), т.е. переток газа из нижнего пласта в верхний.

Причиной увеличения давления в фильтровой зоне скважин может быть, например, загидрачивание НКТ в приустьевой зоне или в шлейфе скважины с

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

соответствующим увеличением устьевого давления. Опасность межпластовых перетоков несколько снижался при совместной эксплуатации горизонтов НК7а и НК5+6 в отдаленный период разработки месторождения, что, однако не изменяет общих требований к применяемому комплексу оборудования.

Уточнение параметров эксплуатации скважин

Как следует подъем продукции двух пластов в скважине по одной колонне НКТ приводит к значительному перепаду давления между фильтровой зоной и устьем скважины, что потребовало специальных расчетов температурного режима работы скважин для выявления условий гидратообразования в приустьевой зоне НКТ.

т = т — г

х заб х

1 — е ~

а.

Гм —

— Hx

х

(1)

м

где Тх- температура газа на глубине х, °С; Г - средний геотермический градиент, °С/м;

D1-дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона в стволе скважины. °С/кгс/см2;

Рх - давление на глубине х, кгс/см2;

А- термический эквивалент механической работы, 1/427, ккал/кг*м; (Р + Р )

(Р + Р )

Ср - средняя теплоемкость газа при Рср =-—-— ккал/кгс;

ср 2

2пп

а - коэффициент, а = .

GCf(тC

здесь X - теплопроводность горных пород, ккал/м *час*°С;

/(т)- безразмерная функция времени f(т( = Ln(1 +

СП

Расчет произведен для проектируемой (условной) скважины, предназначенной для ОРЭ пластов НК8 и НК7д.

Рассчитывается температура на устье скважины при следующих принятых данных:

Суммарный дебит по газу EQг = 54 тыс.м3/сут;

Давление забойное (НК7д) Рзаб =398 кгс/см2;

Устьевое давление (до штуцера) Ру =215 кгс/см2;

Суммарный расход конденсата (жидкости) Gк -1108,33 кг/час; Суммарный весовой дебит смеси Gсм = 18052,45 кг/час;

Температура забойная Тзаб =73°С ;

Расчетная длина НКТ х = Н, Н = 3360м;

Геотермический градиент Г = 0,023 °С/м;

Средний коэффициент теплопроводности пород Х,п = 3 ккал/м *час*°С; Объемная теплоемкость горных пород Сп = 4,697 ккал/кг°С; Термический эквивалент механической работы А = 2,34* 10'3 ккал/кг*м.

В соответствии с методикой расчетов, задаваясь конечной температурой, соответствующей равновесным условиям гидратообразования (Т= 23°С при Ру = 215 кгс/см2) после определения приведенных значений давления и температуры:

Рр = = 6.51

пр -

кр.

2

где Ркр - критическое давление,

T

T — сР■ пр = T

кр■

где Ткр. - критическая температура

по соответствующим функциональным зависимостям, определены:

- теплоемкость смеси С „ = С0 р + АС „ = 17,26--—,

р р 0

кмоль С

где ДСр = ЗТпр, Рпр)

- функция / (Dj) = 0.4 (по величинам Рпр и Тпр ) Далее определена величина коэффициента Джоуля-Томсона

T r(D ) 0С

D = кр У = 0,158

РкрС кгс/см

После подстановки в формулу (1) получили Т=23,7°С, что соответствует равновесному условию гидратообразования для газа с относительной плотностью р = 0,6.

Результат расчета в части определения коэффициента Джоуля-Томсона проверялся также по аналитической формуле И.А. Чарного, выведенной на основе термодинамических расчетов в соответствии с моделью реального газа Вандер-Ваальса

Средний дроссель эффект по И.А. Чарному вычисляется по формуле (2): т т — ^-УТкрРо-^.ПТкр.-Та)

0 ыт0ркр

где Т0 - начальная температура дросселируемого потока, °К;

к = 1,3- показатель адиабаты;

Ткр = 190,55°С по условиям расчета;

кгс

Р кр = 46.95-2 по условиям расчета;

см

кгс

Р0 = 397-— - начальное давление до дросселирования;

см

... кгс

Р = Ру = 215-2 - конечное давление (устьевое).

см

В результате вычислений получаем перепад температуры (Т0 - Т) равный 62,05° К и конечную температуру Тк = 10,95°С, что соответствует коэффициенту Джоуля -

°с

Томсона Di — 0.024-— с учетом поправочного (понижающего)

кгс/см

коэффициента И.А. Чарного, учитывающего несовершенства принятой при выводе формулы модели реального газа.

С учетом полученного во втором расчёте значения коэффициента Джоуля-Томсона приходим к положительному выводу о возможности гидратообразования в

приустьевой зоне скважины, работа которой рассчитана по заданным условиям и, необходимости предусматривать в комплексе оборудования возможность подачи ингибитора гидратообразования в колонну НКТ (в зоне подключения верхнего пласта).

Учет потерь давления в забойном оборудовании

Учет потерь давления в забойном оборудовании производится в тех случаях, когда пласты высокодебитные и дебит сильно зависит от незначительного изменения депрессии на пласт.

Наиболее характерными элементами подземных комплексов при определении «дополнительных» потерь давления (по отношению к общему перепаду давления в колонне НКТ) являются пакеры и клапаны. Разработаны практические методики определения потерь давления в забойном оборудовании, например изложенные в [1].

Конструктивные особенности применяемых в странах СНГ и иностранными фирмами пакеров и клапанов-отсекателей позволяют определить потери, возникающие в них, как потери давления при прохождении газа через отрезок трубы или диафрагму.

Расчеты произведенные нами по методике, изложенной в [1], для входящего в комплекс КСГ пакера (расчет потерь давления в отрезке трубы при параметрах потока, приведенных к среднему по длине сечению пакера) показали, что потери

кгс

давления не превышают AP = 3-j для горизонтов НК8 и НК7а.

см

Расчеты потерь в клапанах различных конструкций, в том числе иностранных фирм, на базе зависимостей коэффициентов расхода клапанов от их диаметров

кгс

определяют потери давления в них в области AP = 3-4-j

см

При сравнении потерь давлений в забойном оборудовании по сравнению с величинами депрессии на пласты, установленными условиями их разработки, сделан вывод о том, что учет этих потерь не влияет на принятые технико-технологические решения по базовому варианту ОРЭ на месторождении Корпедже.

Сделанный нами выбор базового варианта технологии ОРЭ позволяет использовать фонтанную арматуру, применяющуюся на месторождение Корпедже без каких-либо изменений.

Скважинное оборудование иностранных фирм для раздельного отбора газа из двух продуктивных пластов и подъема продукции по одной колонне НКТ

При анализе доступной нам технической документации (рекламного характера) была установлена принципиальная возможность применение комплекса оборудования фирмы Cummings Oil Tools Inc., который предназначен для эксплуатации двух пластов с подъемом их продукции на поверхность по одной колонне НКТ. Это соответствует принятой нами базовой технологии ОРЭ и является технической альтернативой варианту оборудованию скважины на базе комплекса КСГ.

Принципиальная функциональная схема комплекса оборудования фирмы приведена на рисунке 2 с конструктивными уточнениями приведенными на рисунке 3. Сущность этой технологической схемы можно определить как вариант планово-оперативного регулирования работы пластов, что осуществляется путем установки на соответствующих глубинах регулирующих дроссельных устройств, обеспечивающих любое соотношение дебитов газа двух пластов.

Данная компоновка характерна тем, что она не исключает при некоторых условиях возникновения перетока газа из одного пласта в другой, но, в тоже время, предоставляет возможности осуществления регулирующего воздействия на любой из двух эксплуатирующихся пластов с целью вывода скважины на расчетный режим эксплуатации. Регулирующее воздействие (смена дроссельных устройств)

осуществляется с поверхности с помощью канатной техники при герметичном устье работающей скважины.

Скважинное оборудование для ОРЭ двух пластов с подъемом продукции верхнего пласта по затрубному пространству

Компонентный состав газа (практически полное отсутствие агрессивных примесей) и проектируемые параметры разработки продуктивных пластов не исключают возможность ОРЭ двух пластов с подъемом продукции верхнего пласта по затрубному пространству.

Технология и техника такого способа ОРЭ хорошо изучена и апробирована на различных месторождениях, и он мог быть применен при использовании комплекса оборудования типа КСГ.

Однако реализация такой технологической схемы не может быть рекомендовано для месторождения Корпедже, что связано с проблемой надежности эксплуатационных колонн.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Так, при использовании эксплуатационной колонны в качестве гидравлического канала, возможны значительные колебания давления в приустьевой зоне с соответствующими изменениями напряженного состояния колонны и, как следствие, с опасностью возникновения межколонных проявлений.

Анализ возможных конструктивных вариантов ОРЭ на месторождении Корпедже

При анализе фактических данных по эксплуатации фонда газовых скважин выявляются случаи дефектов эксплуатационных колонн.

Это при реализации схемы ОРЭ предопределяет некоторые изменения в рекомендованной компоновке подземного оборудования, а именно необходимость установки второго пакера над верхним продуктивным горизонтом.

Установка пакера над верхним продуктивным горизонтом дает возможность снизить давление в кольцевом пространстве скважины между эксплуатационной колонной и колонной НКТ (до пределов определенных допустимым перепадом давления на пакере). Особенно эффективно снижение давления в приустьевой зоне скважины в случае заполнения кольцевого пространства какой-либо жидкостью (что одновременно снижает перепад давления на пакере).

При установке второго пакера над верхним продуктивным пластом нужно учитывать, однако, единовременное введение ряда технологических ограничений, а именно затруднение при освоении и глушении скважины, подачи ингибиторов и т.д., кроме того ограничивается возможность контроля за давлением в фильтровой части верхнего пласта.

При таком варианте компоновки подземного оборудования скважины контроль за разработкой пластов можно вести либо глубинными, например геофизическими приборами (расходометрия, манометрия) в интервалах выше и ниже верхнего пласта, либо при выборочном устьевом регулировании дебита одного пласта при глушении другого постановкой с помощью канатной техники соответствующей заглушки (разъединительного инструмента), как это предусмотрено рекомендуемыми комплексами оборудования.

Другим существенным изменением конструктивного варианта ОРЭ по рекомендованной принципиальной схеме является применение в 140 мм эксплуатационной колонне 3" НКТ, что значительно снизит потери давления в колонне НКТ.

Однако при, таком варианте компоновки оборудования трубы диаметром 3" должны быть заменены на 2,5" в зоне установки пакеров, так как конструктивные размеры пакера должны быть согласованы как с диаметром эксплуатационной колонны, так и с диаметром колонны НКТ.

В рекомендуемом комплексе оборудования КСГ конструкция пакера соответствует именно такому соотношению диаметров эксплуатационной и НКТ

82

колонн. Технологические возможности рекомендованного к применению комплекса КСГ, также как и оборудования инофирм, расширяются при размещении их в эксплуатационных колоннах диаметром 168мм. При этом в составе комплекса КСГ может быть применен пакер с двумя проходными отверстиями (таблица 4 ), т.е. осуществлена схема ОРЭ с подъемом продукции различных пластов по двум колоннам лифтовых труб.

Аналогичные возможности предоставляются и при применении оборудования фирмы Cummings Oil Tools Inc..

Произведенный обзор материалов рекламирующих газонефтепромысловое оборудование выявил значительно большие функциональные возможности подземного оборудования, соответствующего эксплуатационным колоннам не менее 168 мм, что дает основание рекомендовать использование этих колонн при проектировании строительства скважин на ближайшую перспективу, имея целью повышение эффективности и надежности ОРЭ на месторождении Корпедже.

Определение добычи конденсата на рассматриваемый период разработки месторождения Корпедже

Расчеты добычи конденсата по годам разработки являются методологически не до конца решенной задачей [3]. Инструкциями [1] и правилами разработки газоконденсатных месторождений предусматривается определение величины коэффициента извлечения конденсата из пласта на данный период разработки месторождения.

Для этого используют кривые дифференциальной конденсации, полученные экспериментально или расчетным путем.

Получают изотермы конденсации при температуре, соответствующей температуре пласта. Наиболее достоверными такие изотермы получаются в результате совмещения экспериментального и расчетного методов, что выполнено в работах БалканНИПИнефть для всех объектов разработки месторождения Корпедже. Полученные изотермы конденсации дают возможность определить потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе на любой прогнозируемый период разработки любого пласта и рассчитать добычу конденсата за любой рассматриваемый интервал времени.

Фактический удельный выход конденсата, по которому необходимо вести расчет добычи конденсата за рассматриваемый период, должен быть определен в соответствии с соотношением:

ф г ном тов ном ,

= [чк - чк - чк ]

где - к фактический выход конденсата, г/нмЗ;

ном

Цк - потенциальное содержание конденсата в пластовом газе на расчетный период, г/нмЗ;

Ц™"" - содержание углеводородов С5+выше (стабильного конденсата) в товарном газе, подаваемом из УКПГ в газопровод, г/нмЗ;

ном - „, з

Цк - технологические потери конденсата при подготовке на УКПГ, г/нм . Добыча конденсата за планируемый период должна быть рассчитана по формуле: ^ = ЧкФ"Кт - Уг (т/год)

где Vг, - объем добычи газа за рассматриваемый период, м3

По данным комплекса исследований составов товарного газа, выходящего из УКПГ Корпедже, выполненного институтом „БалканНИПИнефть" среднее содержание в газе углеводородов С5+выше составляет:

С5 = 0.08%мол. С6 = 0.02%мол.

5 6 + выше

При молекулярных массах этих углеводородов:

Мс5 = 72,15. Мс6 + = Мс6 = 86,17.

в результате пересчета получается величина остаточного содержания стабильного конденсата в товарном газе:

г

ЧГ = ЧСГ + = 2,576 + 0,769 = 3,345

нм3

Система сбора газа и конденсата герметична, а подготовка газа на установке низкотемпературной конденсации (УНТС), с точки зрения потерь стабильного конденсата, имеет один потенциальный источник потерь-сброс из отпарной колонны установки регенерации ДЭГа, циркулирующего в системе сепарации.

За основу определения величины технологических потерь при сбросе паров из отпарной колонны в атмосферу приняты данные исследований института „БалканНИПИнефть" и литературные данные по составу паров и содержание в них углеводородов С5+выше.

Установлено, что при фактических режимах работы аппаратов УКПГ в

регенерационной колонне выпаривается вода в количестве Ч = 2г / нм3 / При принятом составе паровой фазы, сбрасываемой из испарителя:

ДЭГ - 10%, вода - 70%, конденсат - 2% [2],. удельные технологические потери конденсата при регенерации насыщенного ДЭГ а

г

составляют чк = 0,57--

нм

Другие категории потерь конденсата, связанные с эксплуатацией устьевой арматуры скважин, сборной системы и аппаратов УКПГ, в данной работе не могут быть рассмотрены, так как имеют обычно условно - нормативный характер и могут оцениваться в целом по аналогии с нормативом потерь при транспорте нефти на уровне 1%.

Рис. 2. Функциональная схема комплекса оборудования КГС для одновременно раздельной

эксплуатации двух пластов

Рис. 3. Внутрискважинное оборудование для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов месторождения Корпедже

Список литературы

1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев Э.С. М.: «Недра», 1980.

2. Жданов Н.В., Халир А.Л. «Осушка природных газов». М.: «Недра», 1975.

3. ДурмишьянА.Г. «Газоконденсатные месторождения». М.: «Недра», 1979.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.