Технология промывки песчаной пробки на скважинах Уренгойского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодоб

Технология промывки песчаной пробки на скважинах Уренгойского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Уренгойское НГКМ было открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 г разведочной скважиной, которая прошла сеноманскую газовую залежь на 89 м. Месторождение введено в экс-плуатацию в 1978 г. Протяженность месторождения с севера на юг составля-ет 220 км Площадь месторождения - более 6 тыс км2.
Уренгойское месторождение относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только Северное/Южный Парс (Катар/Иран). Его извлекаемые запасы оцениваются до 10 трлн м3 газа.
Газовые залежи Уренгойского месторождения характеризуются как ме-тановые (CH4 81,35-93,74; C2H6 + высшие 3,50-6,85CH4 - 81-94%). Содер-жание N2 и CO2 не превышает 1%. Нефть из оторочек легкая (766-799 кг/м3), малосернистая, содержание S до 0,06%, смол 0,88%, парафина 2,87%.
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) распола-гается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите - крупной асиммет-ричной впадине, выполненной терригенными отложениями.
Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей , которые выделя-ются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональ-ными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).
Уренгойское НГКМ приурочено к Уренгойскому мегавалу - крупной (180х30 км) пологой брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания, которая является частью еще более крупного Нижнепурского мегавала.
Строение Уренгойского вала осложнено рядом локальных поднятий, которые буквально насыщены газовыми залежами. Cтруктура осложнена двумя куполами: южным (Уренгойским) c амплитудой 220 м и северным (Eн-Яхинским) c амплитудой 80 м.
B верхнемеловых породах (сеноман, уренгойская свита) обнаружена газовая залежь высотой 230 м. Продуктивные отложения представлены пес-чаниками c линзовидными прослоями алевролитов и глин. Kоллекторы гид-родинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа. Пористость коллекторов 25-30%, проницаемость до 1750 мД. Покрышкой залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена общей мощ-ностью до 670 м. ГВК находятся на отметке -1198 м. Hач. пластовое давле-ние 12,1 МПa, темп-pa 31оC. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в тч 7 c нефтяными оторочками. Продук-тивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и ар-гиллитов c резкой литологии, изменчивостью. Эффективная мощность кол-лекторов 1,6-69,2 м, мощность глинистых прослоев 2-45 м. Bысота залежей до 160 м, глубина залегания 1770-3090 м. Hачальные пластовые давления 17,2-66,7 МПa, температуры 51-90°C.
Ачимовские залежи Уренгойского НГКМразарабатывает Газпром
Восточно -Уренгойское НГКМ расположено в вышележащих залежах Уренгойского НГКМ
По результатам геологоразведочных работ продуктивность ачимов-ских залежей подтверждена на достаточно обширной территории Надым-Пур-Тазовского региона. Основные подготовленные к промышленной раз-работке запасы углеводородов ачимовских залежей этого региона сосредо-точены на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, одним из недропользователей которого является ООО «Газпром добыча Урен-гой» — 100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром». Запасы ачи-мовских залежей только на территории деятельности ООО «Газпром добыча Уренгой» составляют более 1 трлн куб. м газа и более 400 млн тонн конден-сата (по категории С1).
В 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче газа из ачимовских залежей — была введена в эксплуатацию установка комплекс-ной подготовки газа (УКПГ) № 22 на втором опытном участке ачимовских залежей Уренгойского месторождения. Ожидаемый уровень добычи газа (планируется построить еще одну УКПГ) — более 9,4 млрд куб. м в год.
В 2011 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработало Единую тех-нологическую схему разработки залежей углеводородного сырья ачимов-ских отложений Уренгойского месторождения. В документе определена стратегия, предусматривающая оптимизацию темпов добычи и динамики ввода скважин для минимизации возможных пластовых перетоков между участками, а также обеспечивающая эффективный процесс извлечения угле-водородов.
Ввод в разработку четвертого, пятого и третьего эксплуатационных ачимовских участков ООО «Газпром добыча Уренгой» запланирован на 2015, 2016 и 2017 годы соответственно. В 2022 году все пять участков планируется вывести на проектную добычу нестабильного конденсата — 10,8 млн тонн в год, в 2024 году — на проектную добычу газа — 36,8 млрд куб. м в год.
Потенциальные годовые отборы газа по всем недропользователям мо-гут достичь к 2020–2022 годам 60 млрд куб. м и 18 млн т конденсата. В 2014–2015 годах схема предполагает ввод нефтяных залежей. Максималь-ные уровни добычи нефти могут составить более 11 млн тонн в год.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Проектирование разработки Уренгойского месторождения велось в не-сколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением заданий на проектирование, отставанием бурения скважин и обустройства промысла.
На месторождении, уникальном по запасам газа и расположенном в труднодоступной местности, уже в первых проектах рассмотрена принципи-ально новая система разработки и обустройства: кустовое размещение верти-кальных эксплуатационных скважин увеличенного диаметра в наиболее про-дуктивных зонах; дебиты, в несколько раз превышающие ранее полученные на газовых промыслах страны; дифференцированная система вскрытия про-дуктивного горизонта; установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по-вышенной производительности и др. Особое внимание было уделено (в усло-виях ограниченной информации) определению продуктивной характеристи-ки скважин, технико-экономическому обоснованию оптимального дебита и конструкции скважин, количеству скважин в кусте и суммарной производи-тельности куста скважин и др.
Результаты анализа фактического состояния разработки месторожде-ния, проводимого в порядке авторского надзора в течение всего периода эксплуатации, подтвердили обоснованность принятых решений. Вместе с тем отставание сроков ввода УКПГ, эксплуатационного и наблюдательного фон-да скважин, ДКС, значительное превышение годовых отборов из сеноман-ской залежи Уренгойской площади приводило к необходимости внесения корректив в проектные показатели. Хронология такова:
1973, 1974, 1975 гг. - проекты разработки залежи Уренгойской площа-ди составлены до ввода в эксплуатацию месторождения на запасы 1970 г.; годовой отбор на период постоянной добычи соответственно 30 (ОПЭ), 60, 100 млрд. м3;
1978 г. - месторождение введено в эксплуатацию;
1979 г. - проект разработки залежи Уренгойской и Ен-Яхинской пло-щадей на запасы 1970 г.; годовой отбор 160 млрд. м3 (соответственно 130 и 30 млрд. м3);
1981 г. - проект разработки Уренгойского месторождения (без Песцо-вой площади) на объем годовой добычи 250 млрд. м3 (в том числе Северо-Уренгойское месторождение - 15 млрд. м3; запасы 1974 г.) составлен в связи с увеличением ГКЗ в 1979 г. запасов газа; планировалось в 1984-1985 гг. за-вершить бурение и ввод эксплуатационных, наблюдательных скважин и обу-стройство месторождений (ввод ДКС проектировался с 1986 г.);
1983 г. - дополнения к проекту (показатели разработки Таб-Яхинского участка; годовой отбор 10 млрд. м3);
1985 г. - коррективы проектных показателей разработки в связи с уве-личением планируемой годовой добычи и отставанием ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения (годовой от-бор 250 млрд. м3 осуществлялся только из залежи Уренгойской площади);
1991 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректи-ровка показателей разработки Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский учас-ток) и Ен-Яхинской площадей в связи с неподтверждаемостью запасов газа ГКЗ 1989 г. по фактическим данным разработки, отставанием обустройства (Таб-Яхинский участок) и сроков ввода ДКС;
1991 г. - проект разработки залежи Песцовой площади на объем годо-вой добычи 27,5 млрд. м3; запасы ГКЗ 1989 г.;
1996 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректи-ровка уровней добычи Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с рассмотрением ЦКЗ б. РАО "Газпром" за-пасов газа, оцененных по фактическим данным разработки (и рекомендацией принять их для расчета прогнозных показателей), и отставанием сроков вво-да ДКС;
1996 г.-принят проект разработки Северо-Уренгойского месторожде-ния, составленный в 1994 г. в связи с увеличением ГКЗ в 1991 г. запасов газа.
На 01.01.11 разработка сеноманской залежи месторождения велась на основании проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторож-дения, утвержденного в 1996 г.
Основная добыча на 01.01.14 приходится на залежь Уренгойской пло-щади – 85,3 % от суммарной добычи месторождения.
Годовой отбор газа из залежи Уренгойского месторождения составил 178,8 млрд. м3 (ниже проектного на 7,9 %).
Условия освоения и характер разработки месторождения и его отдель-ных участков обусловили формирование текущего поля пластовых давлений. Характер распределения пластового давления свидетельствует о хорошей га-зодинамической связи как по площади, так и по разрезу продуктивных от-ложений и позволяет рассматривать процесс отработки залежи как единой газодинамической системы.
На Уренгойской площади на 01.01.14 минимальное давление отмечено в районе эксплуатационных скважин УКПГ-3+6 – среднее давление в этой зоне снизилось относительно начального на 7,0+7,2 Мпа, или на 59+61 %.
На неразрабатываемом Таб-Яхинском участке пластовое давление сни-зилось относительно начального на 2,7+4,7 Мпа в связи с перетоками в зону УКПГ-10.
Глубина текущей воронки депрессии по Уренгойской площади – разни-ца между минимальным (куст № 47) и максимальным ( ИИ. № 177а на юге) давлениями составляет 3,9+4,8 Мпа.
На Ен-Яхинской площади среднее пластовое давление в зоне УКПГ-12 соответствует проектному; в зонах УКПГ-11, 13 – выше проектного (на 0,3+0,4 Мпа). Минимальное давление – в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12; максимальное – на УКПГ-13.

Рис. 2.1. Суммарный отбор газа , млрд м3, отношение суммарного отбора газа площади к ее начальным запасам, %
1 – запасы по ГКЗ; 2 – запапсы по ЦКЗ; 3 – ВНИИГАЗ, расчет показателей разработки

Среднее пластовое давление снизилось по скважинам УКПГ-11 на 41,8 % от начального, УКПГ-12 – на 50 %, УКПГ-13 на 41 %.
По Севере-Уренгойскому месторождению пластовое давление снизи-лось на 38,5 % от начального и составляет 7,3 Мпа. Минимальное давление в зоне эксплуатационных скважин 6,9 Мпа.
Устьевые давления, Мпа, средние по УКПГ, следующие:
Уренгойская площадь – 3,3 (УКПГ-5) + 4,4 (УКПГ-10);
Ен-Яхинская – 4,2 (УКПГ-12) + 4,4 (УКПГ-13);
Севере-Уренгойское месторождение – 4,8.
Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении – с 1987 г. Сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно кор-ректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения.
Отставание ввода ДКС приводило к тому, что значительный фонд сква-жин в течение длительного времени работал на режиме р = const, так как давление на устье ограничивалось давлением в коллекторе, в связи с чем бы-ли снижены годовые отборы в зонах отдельных УКПГ.
Сеноманские и Неокомские залежи месторождений Большого Уренгоя, вступивших в стадию падающей добычи, остаются на ближайшую перспек-тиву основными источниками природного газа для «Газпрома». Ежегодное снижение отборов газа на базовых месторождениях Медвежье, Уренгойское и Ямбургское составляет 20-25 млрд м3, при этом добыча осложняется об-воднением, разрушением ПЗП и другими негативными проявлениями. В этой связи возрастают требования к качеству ремонтно-восстановительных работ на скважинах бассейна, а следовательно, растет спрос на новые материалы и технологии РИР.
Сеноманская газовая залежь месторождений Большого Уренгоя (МБУ) введена в промышленную разработку в 1978 году. В настоящее время экс-плуатируются следующие объекты: Уренгойская площадь с Таб-Яхинским участком, Ен-Яхинская и Песцовая площади Уренгойского месторождения и Северо-Уренгойское месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к верхнемеловым отложениям верхней части покурской свиты на глубинах 1030-1260 м мощностью до 230 м. Залежь является сводовой, субмассивной и водоплавающей.
Технологические решения спроектированы с учетом высоких началь-ных продуктивных характеристик скважин (дебиты до 2 млн м3 в сутки) с ис-пользованием лифтовых колонн большого диаметра (168 мм).
По состоянию на начало 2013 года накопленная добыча с начала раз-работки сеноманской залежи МБУ составила 5,216 трлн м3 газа — 65,3% от утвержденных ГКЗ и ЦКЗ геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление — от 24,4 до 113 ата.
В настоящее время разработка объектов сеноманской залежи МБУ со-провождается активным проявлением водонапорного режима, а работа скважин осложняется обводнением конденсационными и пластовыми водами и разрушением призабойной зоны пласта (ПЗП).
Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктив-ных горизонтов, значительное падение начального пластового давления в залежи (до 4 раз), подъем газоводяного контакта (ГВК), обводнение и раз-рушение ПЗП с образованием в подъемниках псевдоожиженных и песчаных пробок являются основными определяющими факторами снижения дебита и остановки скважин.



2.2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин

Эксплуатация скважин при содержании в газе агрессивных
компонентов
В составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются сероводород и двуокись углерода. При эксплуатации таких место-рождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии.
По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от кон-центрации H2S и СО2 в воде. Многообразие форм и видов коррозии, проте-кающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт — скважина — газосборные сети — установки подго-товки газа имеют некоторую закономерность:
- в насосно-компрессорных трубах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;
- от забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает;
- в фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в ме-стах резкого изменения направлений газожидкостного потока (поворотах, выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвен-ный характер.
- в горизонтально уложенных трубопроводах максимальные разруше-ния наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
- применяют ингибиторы коррозии;
- используют коррозионно-стойкие стали и сплавы;
- применяют металлические и неметаллические покрытия;
- используют катодную и протекторную защиты.
Опыт эксплуатации месторождений сероводородсодержащего газа по-казывает, что на однопластовых месторождениях можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, межтрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны. Применение ингибиторов коррозии — самый рас-пространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.
Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) нейтрализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют высокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и H2S. Однако в результате нейтрализации образуются не-растворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.
Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет обра-зования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Разли-чают углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингиби-торов в пласт, ввод твердых ингибиторов. Подачу ингибиторов в межтруб-ное пространство осуществляют с помощью ингибиторной установки. Дози-рованное количество ингибитора постоянно подается под действием соб-ственного веса на забой скважины через межтрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Для защиты различного оборудования широко применяют коррозион-но-стойкие металлы. При переходе на уплотнительные кольца из стали марки 1Х8Н9Т наплавкой электродов из нержавеющей стали на уплотнительные поверхности задвижек фонтанной арматуры увеличился срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.
Протекторная и катодная защита. Схема протекторной защиты заклю-чается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с метал-лом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В ис-кусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной H2S и СО2) анод (магний, цинк и другие) разрушается, на катоде (оборудование из стали) эффект коррозии не проявляется. При катодной за-щите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника по-стоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным элек-тродом служит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, насыщенная H2S и СО2.
Эксплуатация скважин при накоплении жидкости на забое
В газовых скважинах может происходить конденсации парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконден-сатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный пе-риод разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью вы-носится на поверхность. Накопление столба жидкости на забое увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к пол-ной остановке скважины.
Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не про-исходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка крае-вой воды в скважину, изоляцией посторонних и пластовых вод.
На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводнен-ных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора — КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство — аэратор (типа «перфо-рированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессо-ром закачивают воздух в соответствии с заданным а, в наружную трубу за-качивают водный раствор ПАВ.
Удаление жидкости из скважины
Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется:
- эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,
- отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фон-танные трубы,
- с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить:
- остановкой скважины для поглощения жидкости пластом,
- продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы
- закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразовате-лей) на забой скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции сква-жины, качества цементирования заколонного пространства, периода разра-ботки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в сква-жину.
Эксплуатация скважин при пескопроявлении
Разрушение скелета породы и вынос частиц породы на забой обуслов-лены превышением градиентов давления в призабойной зоне над допусти-мыми. Накопление на забое песчаной пробки уменьшает дебит скважины и может привести к различным нарушениям, например к прихвату фонтанных труб.
Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться
- путем ограничения отбора газа;
- выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на по-верхность;
- периодическим удалением песчаных пробок различными методами;
- применением забойных фильтров различной конструкции
- креплением призабойной зоны различными цементирующими соста-вами.
В этих условиях необходимо применение различных фильтров, преду-преждающих поступление песка в скважину. Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1,5—2,0 мм, изго-товленные из обсадных труб. Применяются также щелевые, проволочные и другие фильтры. На газовых скважинах подземных газохранилищ исполь-зуют гравийные фильтры, которые не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют его стенки.
Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабосцементированных породах используют фенолформальдегидные, карбамидные и другие смолы, а также фенолспирты. Для укрепления призабойной зоны применяют также цементные или цементно-песчаные растворы.
Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плотных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фонтанные трубы, а породы выносятся через межтрубное про-странство.
При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтруб-ное пространство и поднимается на поверхность по фонтанным трубам. При этом скорость восходящего потока жидкости намного больше, чем при пря-мой промывке, так как площадь сечения фонтанных труб меньше, чем пло-щадь поперечного - сечения межтрубного пространства. Необходимое ус-ловие для выноса твердых частиц на поверхность — превышение скорости восходящего потока жидкости над скоростью падения частиц, песка в жидко-сти, находящейся в покое.
Борьба с гидратообразованием в скважинах
При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его темпе-ратуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты при-родного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой спо-собны образовывать неустойчивые твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается рез-ким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопро-мыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.
Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для разрушения образо-вавшихся гидратов в трубопроводе отключают участок газопровода, где об-разовались гидраты и через продувочные свечи выпускают газ в атмосферу, при этом давление в газопроводе падает и гидрат разлагается. Недостатком этого метода является медленное разложение гидрата. Он не рекомендуется при отрицательных температурах, так как образовавшаяся вода при отрица-тельных температурах превращается в ледяную пробку, которую можно удалить только нагревом.
Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но эффективен только в пределах промысла, так как газ при движении по трубопроводам быстро охлаждается. Для сохранения теплоты в некоторых случаях тепло-изолируют газопроводы.
При введении в газопроводы ПАВ предотвращают прилипание (адге-зию) кристаллов гидратов к стенкам труб из-за образования на кристаллах пленки, при этом кристаллы транспортируются с потоком газа.
Для предотвращения гидратообразования применяется осушка газа перед подачей его в газопровод при помощи одного из существующих мето-дов.
Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации об-разовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингиби-торов гидратообразования.
В качестве ингибиторов применяют спирты, электролиты и их смеси - метиловый спирт (метанол), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, хлористый кальций СаCl2).
На месторождениях для борьбы с гидратами наиболее широко приме-няют метанол - СН3ОН - являющийся понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спирто-водные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьша-ется, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидра-тов становится значительно меньше. Метанол - дешев и недефицитен. Он растворим в спиртах, с водой смешивается в любых соотношениях, в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь. Температура замерзания метано-ла - минус 97,10С, плотность 791 –793 кг/м3. Метанол и его пары весьма токсичны, поэтому при работе с метанолом следует особое внимание уделять правилам безопасной работы.
Метанол - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую систе-мы, способен накапливаться в организме. При отравлении метанолом пора-жаются зрительный нерв и сетчатка глаз. 5-10 грамм вызывают отравление при попадании внутрь 30 г - смертельны. При вдыхании паров метанола возможны обмороки, тошнота, опьянение, ослабление зрения. Попадание в организм может происходить и через кожу. Пары этиленгликоля токсичны, но малолетучи, поэтому острых отравлений не бывает, но возможны хрони-ческие заболевания органов дыхания.
Расход ингибитора гидратообразования зависит от количества влаги в газе и количества конечного влагосодержания, при котором гидраты не об-разуются, а также от концентрации вводимого и отработанного ингибитора.

2.3 Применение колтюбинговых технологий в
"Уренгойгазпроме"

ООО "Уренгойгазпром" ведет разработку Уренгойского газонефтекон-денсатного месторождения (УГНКМ) более 25 лет. В настоящее время ме-сторождение находится на заключительной стадии разработки, при этом экс-плуатация скважин осложняется рядом факторов: падение пластового давле-ния; разрушение продуктивных пластов и вынос механических примесей; подъем уровня газоводяного контакта (ГВК) и обводнение скважин и т.д. Поэтому в последние годы на УГНКМ значительно возросла роль организа-ций, занимающихся капитальным и текущим ремонтом скважин.
Успешность ремонта скважин во многом зависит от эффективности применяемых технологий, для повышения которой на УГНКМ, с 2011 года началось внедрение колтюбинговых установок. За период с 2011 по 2014 год с использованием колтюбинга проведен ремонт более 500 скважин.
Освоены следующие технологии: ликвидация гидратных и парафино-гидратных пробок; промывка песчаных пробок; изоляция притока пластовой воды закачкой водоизоляционных материалов; закрепление призабойной зо-ны пласта (ПЗП) жидким натриевым стеклом; проведение кислотных обрабо-ток; освоение скважин; промывка скважин с горизонтальным окончанием; резка насосно-компрессорных труб; восстановление приемистости нагнета-тельных скважин и т.д. Кроме того, имеется опыт ликвидации аварий с без-муфтовой длинномерной трубой (БДТ).
Рассмотрим основные виды технологий проведения работ.
Ликвидация гидратных и парафинистых пробок
Изменение режимов эксплуатации скважин, поступление в скважинную продукцию пластовых вод, а также наличие в добываемой нефти парафинов приводит к образованию в стволе скважин гидратных и парафиногидратных отложений. Образующиеся в результате этого глухие пробки приводят к остановке скважин.
Технология ликвидации данного осложнения заключается в растепле-нии пробки путем одновременного спуска БДТ с циркуляцией горячего теп-лоносителя. В качестве теплоносителя для растепления нефтяных скважин применяются стабильный газовый конденсат или дегазированная нефть, ко-торые имеют повышенную удельную теплоемкость. Для растепления газовых и газоконденсатных скважин используется водометанольный раствор, явля-ющийся одновременно ингибитором гидратообразования.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии очистки газа от сероводорода произошло увеличение дебита скважины на 90 тыс. м3.Рост дебита скважи-ны привел к повышению объема добычи газа на 31184 тыс. м3.
Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000 м3 на 308,2 руб.
Экономия затрат на добычу газа позволила получить условно – годо-вую экономию от применения технологии очистки газа от сероводорода в сумме 15,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 48,3 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 36,28 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения технологии по подготовке газа.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

характеру продуктивности, рассчитанной при депрессии на пласт
0,15 МПа, в настоящее время на месторождении выделяются четыре группы скважин.
К первой группе относятся восемь скважин, имеющих лучшие филь-трационные характеристики и дебиты выше 1300 тыс.м3/сут.
Вторую группу составляют 12 скважин продуктивность которых ко-леблется от 1000 до 1227 тыс.м3/сут.
Дебиты третьей группы из 24 скважин при аналогичных условиях из-меняются от 758 до 989 тыс.м3/сут.
Ухудшенными фильтрационными характеристиками обладают 28 ис-следованных скважин четвертой группы с продуктивностью менее 750 тыс.м3/сут. Причем в пяти скважинах дебиты изменяются от 387 до 485 тыс.м3/сут. В целом 29 % исследованных скважин имеют текущие продук-тивные характеристики, обеспечивающие дебиты свыше 1000 тыс.м3/сут, а в 19 % скважин текущая продуктивность соответствует средним значениям, обоснованным в Проекте разработки 1996 г.
С целью определения профиля притока газа в интервале фильтра и установления фактического состояния забоев по 32 скважинам месторожде-ния выполнены комплексные газодинамические исследования (ГДИ).
Основные результаты интерпретации, показали следующее:
1) в большинстве скважин геофизические приборы останавливаются выше искусственного забоя, что связано с наличием песчано-глинистых про-бок, толщина которых достигает в скв. 102, 104, 121, 122, 174, 181 от 0,8 м до 10,0 м, в скв.101, 111, 112, 113, 124, 193 до 20,0 м, в скв. 103 и 154 - 44,8 и 66,2 м, соответственно. При этом песчано-глинистая пробка полностью пе-рекрывает нижний интервал перфорации в скв.112 и часть интервала перфо-рации в скв. 103 (на 12,8 м), в скв. 154 (на 9,2 м), в скв. 181 (на 8,4 м);
2) в скв. 101, 102, 111, 113, 121, 124, 154 уровень жидкости в стволе выше нижних перфорационных отверстий, а в скв. 181 перекрывает всю перфорированную толщу, при этом в части скважин газ поступает из-под уровня жидкости;
3) общая толщина интервалов притока газа, выделенных по расходо-метрии, составляет 25-70 % от интервала перфорации, открытого для иссле-дования. В основном работают пласты с наиболее высокими по разрезу фильтрационно-емкостными свойствами.
Исходя из вышесказанного, очевидно, что на месторождении требуется периодическое проведение ПРС, связанных с промывкой песчаных пробок, так как эти работы повышают продуктивность скважин.