CC BY
11ВЫРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЕШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ СБОРА , ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТА ГАЗА
К. т. н., доцент Асадова Х. Б., Худайбергенов Т. Х., Кадирбаев И., Азимов Н.Т.
Узбекистан, Ташкент, Ташкентский государственный технический университет,
Факультет Нефти и газа, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений »
Abstract. The article discusses the development of technological solutions for monitoring the development of natural gas fields which includes monitoring of the parameters of operation of wells and deposits, with the aim of timely adjustments to conform with the current performance of the project document and the account when forecasting future developments. Because of the control over the development largely depends on the reliability of the each well and the fishery as a whole, the final gas and condensate recovery, technical and economic efficiency of development of the field and of course for the development of technological solutions for hanging the effectiveness of the collection, preparation and transport of gas.
In this study, recommendations to improve the transport of gas, the pressure drop in the pipeline, preventing hydrate formation and stop the pipeline, which means stopping the wells to eliminate hydrocorks and hydrate formation, stabilization mode wells, whereby the increase in gas production may reach an average of 50 thousand .m3 per day or up to 20 million m3 per year.
Контроль за разработкой месторождения природного газа включает в себя наблюдение за параметрами эксплуатации скважин и залежи, с целью их своевременной корректировки для приведения в соответствие с показателями действующего проектного документа и учета при прогнозировании дальнейшей разработки. От контроля за разработкой во многом зависит надежность работы каждой скважины и промысла в целом, конечная газо- и конденсатоотдача пласта, технико-экономическая эффективность разработки месторождения и конечно же для выработка технологических решений по повешению эффективности системы сбора, подготовки и транспорта газа.
В обязательном порядке должно проводиться всестороннее до изучение месторождения, по результатам эксплуатационного бурения и разработки месторождения.
Для выработки технологических решений по повешению эффективности системы сбора, подготовки и транспорта газа было проведено анализ существующей системы сбора и подготовки газа месторождения Северный Гузар, которое состоит из трех вариантов разработки, отличающиеся количеством эксплуатационных скважин и годовым отбором газа из месторождения:
Для всех трех вариантов разработки месторождения Северный Гузар промысловая подготовка газа осуществляется на установке сепарации газа (УСГ). При этом сбор продукции скважин месторождения Северный Гузар осуществляется на имеющемся сборном пункте СП-1
Согласно многочисленным промысловым и литературным данным /8,9,10/ скорость потока газа в любом сечении лифтовых труб по стволу скважины должна быть не менее 4 -5 м/с. Во вторых, эта скорость не должна превышать предельно допустимую, которая для сероводородсодержащих газовых месторождений, аналогичных Северному Гузару, составляет 10 м/с, исходя из условий минимизации скорости коррозии скважинного оборудования.
Таким образом, задача состоит в нахождении оптимальной скорости потока газа в скважине.
По условиям выноса жидкости и твердых примесей с забоя газодобывающей скважины и минимизации скорости коррозии оборудования:
1. Наиболее подходят НКТ диаметром 73 мм. Однако, с целью обеспечения надежного запаса прочности, учитывая эксплуатацию в агрессивной среде, целесообразно использовать НКТ с внутренним диаметром 89 мм.
Исходя из вышеизложенного, и учитывая конструктивные особенности газодобывающих скважин месторождения Северный Гузар, их эксплуатацию рекомендуется:
1. Осуществлять по комбинированной колонне лифтовых труб диаметром 89/73 мм, спущенных до нижних отверстий интервала перфорации.
2. Исходя из вышеизложенного и требований надежного запаса прочности, тип устьевой арматуры для рассматриваемой группы месторождений необходимо подбирать на давление в 1,5 раза выше максимального статического, для нашего случая это 210,0 кг/см2.
3. Для обеспечения оптимальных условий выноса с забоя воды, конденсата, жидкости и твердых частиц, необходимо фонтанные трубы спускать до нижних отверстий интервала перфорации.
Высокие темпы добычи газа из месторождения Северный Гузар достигались за счет значительного превышения проектных дебитов скважин, путем установления повышенных депрессий на пласт, что обусловило обводнение продукции газодобывающих скважин. Кроме того, высокие депрессии на пласт обусловили локальные депрессионные воронки с низкими пластовыми давлениями в зоне расположения газодобывающих скважин. А поскольку влагосодержание пластового газа (насыщенность конденсационной водой) зависит в первую очередь от давления, а затем температуры, состава газа и минерализации воды, то заметное снижение пластового давления обусловило повышение влагосодержания добываемого газа.
Основной вывод выше проведенного анализа фактических данных эксплуатации месторождения Северный Гузар - газодобывающие скважины обводнялись с заметным снижением продуктивности из-за отклонений от проектных параметров технологического режима их работы.
В процессе исследования газовых скважин следует особое внимание уделить выявлению факторов, ограничивающих величины рабочих дебитов, способствующих подтягиванию подошвенной воды к забоям действующих скважин и разрушению пласта. Поэтому в промысловой системе сбора добываемого газа необходимо предусмотреть возможность подключения каждой скважины к замерному сепаратору для индивидуального замера количества жидкости (конденсата и воды) в их продукции.
Рекомендации по улучшению транспорта газа:
По существующей системе добываемый газ, конденсат и вода со скважин направляется на сборный пункт (СП) и далее по газопроводу на установку сепарации газа (УСГ).
Однако при снижении давления в газопроводе за счет уменьшения объема транспортируемого газа снижения рабочего давления в газопроводе (точнее перепада давления в газопроводе) возникают гидропробки, а в зимний период наблюдаются гидратообразования.
В связи с низким давлением газ не может разрушить образовавшиеся гидропробки и гидратообразования. В результате газопровод останавливается, и соответственно, останавливаются скважины. Выше указанные негативные явления происходит и в газопроводе Северный Гузар-УСГ.
Для устранения таких негативных явлений затрачивается много времени, останавливался газопровод, а значит и скважин на практике. Одним из методов устранения таких явлений является применение запуск специальных поршней в газопровод для удаления жидкости из полости газопроводов. Для предотвращения и устранения гидратообразования предлагается построит «СП Северный Гузар» установку сбора утилизации пластовой воды и печью подогрева газа насосной закачки метанола в газопровод. Принципиальная схема предлагаемой установки приведена на рис. 1.
Установка работает по следующей технологической схеме.
Из сборного пункта (СП) газа жидкостная смесь направляется на печь подогрева, где температура газа и жидкости в зимнее время повышается на 20- 25 0С более в зависимости от температуры окружающей среды. Подогретая газожидкостная смесь направляется на сепаратор разделитель, где свободная жидкость отделяется от газа и выводится на сепаратор дегазатор.
Газ с остаточным содержанием конденсата и влаги направляется в газопровод. В поток газа из сепаратора разделителя закачивается метанол, для предотвращения гидратообразования в газопроводе. В сепараторе - дегазаторе происходит полное разгазирование жидкости под атмосферным давлением.
Из сепаратора - дегазатора газ выводится и сжигается на факеле, а дегазированная жидкость направляется на площадку сбора и разделения воды и конденсата. Вода выводится на утилизацию в поглощающие скважины, а конденсат автотранспортом вывозится на установку сбора и подготовки конденсата.
32 № 4(4), Vol.1, December 2015
WORLD SCIENCE
Газ-жидкость
СП Северный Гузар
Печь подогрева газа
Газопровод Северный Гузар -
УСГ ->
Площадка сепаратора разделителя
Жидкость+газ
Газ на факел
Газ
Насосная закачки метанола
Площадка сепаратора -дегазатора
Жидкость
Площадки сбора. Разделения и вывода воды на утилизацию
Рис.1 Принципиальная схема. Установка сбора, утилизации воды и подогрева газа на СП «Северный Гузар»
Рис.1.1
В результате реализации для реализации данной рекомендации можно следующие положительные результаты:
1. Снижение давления в газопроводе;
2. Предотвращение гидратообразования и остановки газопровода, а значит остановки работы скважин, для ликвидации гидропробок и гидратообразований;
3. Стабилизация режима работы скважин, за счет чего прирост добычи газа может составит в среднем 50 тыс.м3 в сутки или до 20 млн.м3 в год.
ЛИТЕРАТУРА
1. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых; и газоконденсатных месторождений.-Печера: издательство; «Печерское время», 2002. 894 с.
2. Басниев К.С. «Добыча и транспорт газа и газового конденсата», М.; «Недра», 2001г
3. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. - М.: Недра,1988. - 248 с.: ил.
4. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. - Справочник работника газовой промышленности. - М., Недра, 1989., 286
5. С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: «Струна», 1998.
6. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Обзор серии. Опыт и проблемы совершенствования разработки нефтяных и газовых месторождений Средней Азии и методы повышения их нефтегазоотдачи. Ташкент: Фан. 1991.с.71.
7. С.А. Пак, Б.Л. Жуковский и др. Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Северный Гузар в Республике Узбекистан, ОМП (ПЗ) ГГП «Узбекгеофизика», Тащкент, 1997 г.
8. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин» Под редакцией Ю.П.Коротаева, Г.А.Зотова, З.С.Алиева, Москва, «Недра»,1990г.
9. Отчёт Нефтгазтадкикот «Комплексные газогидродинамические и газоконденсатные исследования на эксплуатируемых месторождениях Западного Узбекистана», 2012 г.
10. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 2000г.
