Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений

В настоящее время в промышленной разработке находятся уникальные газовые и газоконденсатные месторождения Крайнего Севера и Западной Сибири, отличающиеся сложными природно-климатическими и горно-геологическими условиями: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское. В перспективе дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым — ПурТазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений расположенных на полуострове Ямал.

Введение

в разработку новых месторождений Крайнего Севера (более 70% разведанных запасов России) требует обобщения опыта проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. На Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ) подготовка природного газа к транспорту в основном производится путем абсорбционной осушки и низкотемпературной сепарации (НТС). УНГКМ является уникальным месторождением по запасам, по составу добываемого сырья и по объемам добываемой продукции. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений условия добычи и подготовки углеводородов (снижение пластового давления, обводнение пластов, межколонные перетоки, водопоглощение, увеличение влагосодержания газа и др.) требуют новых технических и технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности эксплуатации скважин и технологий промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата. Особенно актуальны проблемы предупреждения и ликвидации осложнений при эксплуатации месторождений в условиях падающей добычи.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегией развития ОАО «Газпром», тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» и ООО «Уренгойгазпром» .

ЦЕЛЬ РАБОТЫ.

Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на крупных газовых месторождениях Крайнего Севера в период падающей добычи на основе анализа и обобщения опыта эксплуатации сеноманской залежи УНГКМ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

Разработать эффективные технологии ликвидации межколонных перетоков, борьбы с поглощениями и изоляции подошвенных вод для условий пониженных пластовых давлений.

Провести обследования установок комплексной подготовки газа (УКПГ) для определения показателей работы основного технологического оборудования осушки газа и разработать технико-технологические решения по повышению эффективности его эксплуатации в период падающей добычи.

Обосновать рациональные схемы подключения дожимных компрессорных станций (ДКС) на разных стадиях эксплуатации крупных газовых месторождений (на основе опыта разработки УНГКМ).

Разработать технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

В работе использованы методы математической статистики, физического и математического моделирования процессов подготовки природного газа к транспорту, методы промысловых и лабораторных исследований, методы теории оптимизации.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА 1. Для условий падающей добычи газа (падение давления, обводнение пластов, межколонные перетоки) на УНГКМ разработаны новые технологические растворы и технологии их применения при строительстве скважин и производстве ремонтноизоляционных работ (РИР) а) составы растворов, образующих в процессе смешения и продвижения в затруб-ном пространстве высоковязкую дисперсную систему, позволяющую эффективно ликвидировать межколонные и заколонные газопроявления и увеличить продолжительность эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны, каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси (патент РФ № 2 144 130) — б) для эффективной блокировки поглощающих пластов в скважине в качестве блокирующей жидкости использовать композицию из двух и более составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийными и обратимыми свойствами (патент РФ № 2 144 608) — в) для эффективной изоляции подошвенных вод осуществлять закачку суспензии минерального вяжущего на органической основе раствора и жидкости отверждения, причем в качестве суспензии минерального вяжущего раствора используется цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75 — 80 масс. % (этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль ТЭГ), в количестве 40−50% от массы цемента.

2. По результатам регрессионного анализа уточнены эмпирические зависимости потерь ДЭГ от фактора скорости по различным типам аппаратов. Разработана номограмма для определения концентрации регенерированного ДЭГ в зависимости от основных технологических параметров процесса — температуры и давления в испарителе, расхода стриппинг газа, концентрации насыщенного ДЭГ. Выявлены и обоснованы параметры ДЭГ для эффективной осушки газа на стадии падающей добычи.

3. Усовершенствована система коагуляции мелкодисперсной жидкости в фильтр-патронах многофункциональных аппаратов осушки посредством увеличения эффективной площади фильтрации в разработанных фильтр-патронах за счет использования двух фильтрующих слоев и изменения направления потока газа с целью уменьшения жидкостной нагрузки на основной фильтрующий слой (патенты РФ № 2 136 351 и № 2 153 918).

4. Разработан алгоритм прогноза условий осушки газа в течение всего периода эксплуатации месторождения для различных схем подключения ДКС к УКПГ.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ.

1. Разработана технология эффективной эксплуатации и ремонта скважин в условиях обводнения, межколонных перетоков и водопоглощения.

2. На основе анализа результатов комплексного обследования УКПГ разработаны и внедрены новые фильтрующие элементы абсорбционных аппаратов, рекомендации по совершенствованию работы ABO и установок регенерации ДЭГ.

3. Даны рекомендации по прогнозированию работы УКПГ с различными вариантами подключения ДКС в течение всего периода разработки месторождения.

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ.

На Уренгойском НГКМ внедрены следующие технологии.

1. Технология ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений успешно реализована на скважинах № 11 062, 12 091, 11 053.

2. Разработанным блокирующим составом проведено глушение 25 газовых скважин и получены следующие результаты: способность сохранять фильтрационную характеристику пласта при освоении скважинсредний объём поглощаемой жидкости глушения сократился в 5 — 9 разсроки капитального ремонта и освоения скважин уменьшились в 2 — 3 раза.

3. Водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой воды по новым технологиям проведены с положительным результатом более чем в 20 скважинах.

4. По результатам комплексных обследований УКПГ по определению эффективности работы основного технологического оборудования проведен регрессионный анализ статистического материала, что позволило рекомендовать график проведения ревизий и модернизаций технологических ниток УКПГ.

5. Определены и реализованы оптимальные режимы работы установок регенерации ДЭГ на УКПГ.

6. Модернизированные фильтр-патроны внедрены на УКПГ — 2, 8 Уренгойского НГКМ, что позволило снизить унос ДЭГ с осушенным газом до 1 — 5 г/тыс.м3 и довести межремонтный период аппаратов осушки газа до 2-х лет.

7. Разработаны и реализованы технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы ABO. Для охлаждения сырого газа после ДКС перед последующей осушкой рекомендован способ ступенчатого регулирования температуры охлажденного газа после ABO.

8. На основе комплексного обследования УКПГ — 2 при работе по схемам «ДКС-2 — УКПГ — ДКС-Iм и «УКПГ — ДКС-1 — ДКС-2» рекомендованы технологические схемы осушки для различных стадий разработки месторождений.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные результаты диссертационной работы обсуждались: на научно-практической конференции ученых и специалистов ООО «Уренгойгазпром» (г. Новый Уренгой, апрель 1990 г.) — на Х-й юбилейной научно-технической конференции ООО «Уренгойгазпром» (г. Новый Уренгой, октябрь 1993 г.) — на XI-й научно-технической конференции ООО «Уренгойгазпром» (г. Новый Уренгой, ноябрь 1994 г.) — на научно-техническом совете РАО «Газпром» (г. Саратов, октябрь 1995 г.) — на 2-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, сентябрь 1997 г.) — на научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, май 1998 г.) — на научно-техническом совете РАО «Газпром» (пос. Развилка, ВНИИГаз, февраль 1998 г.), на Международной научно-технической конференции (г. Уфа, октябрь 2000 г.) и др.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегии развития ОАО «Газпром», тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» и ООО «Уренгойгазпром» .

ПУБЛИКАЦИИ. Основное содержание работы изложено в 27 статьях и тезисах докладов, монографиях и 4 авторских свидетельствах и патентах.

В развитие теории и практики эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений значительный вклад внесли отечественные и зарубежные специалисты: Бас-ниев К. С. Ъекиров T. mJ^ Берго Б. Г., Березняков А. И., Бухгалтер Э. Б., Бузинов С. Н., Гриценко А. И., Гужов H.A., Гухман Л. М., Дегтярев Б. В., Ермилов О. М., ЗибертГ.К., Зотов Г. А., Истомин В. А., Кабанов Н. И., Касперович А. Г., Кащицкий Ю. А., Клюсов В. А., Коротаев Ю. П., Кубанов А. Н, Кульков А. Н., Лакеев В. П., Ланчаков Г. А., Маслов В. П., Михайлов Н. В., Мурин В. И., Островская Т. Д., Петров В. Н., Ремизов В. А., Сиротин A.M., Смирнов B.C., Сулейманов P.C., Тер-Саркисов P.M., Толстов В. А., Тривус Н. В.,.

Туревский E.H., [Халиф А.Л.|, [Худяков О.Ф.|, [Ширковский А.И.|, Шмыгля П. Т., Макогон.

Ю.Ф., Бехар, Бишну, Кэмпбел, Ларие, Минкинен, Палерма, Роже, Слоан и многие другие.

Базовые фундаментальные знания по проектированию разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений позволили в 70−80 годы в кратчайшие сроки освоить гигантские месторождения Севера Западной Сибири — Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и другие. За эти годы накоплен огромный опыт эксплуатации месторождений в экстремальных природно-климатических условиях, требующий тщательного анализа и дальнейшего использования при освоении новых месторождений Западной Сибири и п-ва Ямал. Автор в своей работе рассмотрел узкий круг вопросов, связанных с осложнениями при разработке сеноманской залежи Уренгойского НГКМ и проанализировал ряд технологических приемов, позволяющих совершенствовать систему добычи, сбора и подготовки природного газа.

Автор выражает благодарность специалистам газовой отрасли, работникам ООО «Уренгойгазпром», ученым ВНИИГАЗ, УГНТУ и НТЦ, все коллегам за полезные замечания и рекомендации при выполнении диссертационной работы и существенную помощь во внедрении разработок.

ВЫВОДЫ.

1. Проведен анализ эффективности технологической схемы осушки газа при работе по схеме ДКС-2 — УКПГ — ДКС-1 и выявлено следующее:

— повышается температура контакта процесса осушки, так как в летний период практически невозможно с применением ABO охлаждать газ до температуры сырьевого газа (температура газа перед УКПГ);

— в зимний период невозможна безгидратная эксплуатация ABO сырого газа при обеспечении интегральной температуры на выходе с ABO ниже 18−20 °С из-за неравномерности охлаждения газа по рядам трубок ABO;

— при размещении всех ступеней ДКС перед УКПГ с каждой установки газ будет отводиться при давлении магистрального газопровода (МГ). На каждую УКПГ требуются соответствующие капиталовложения для обеспечения работы системы и резервирования мощностей ДКС. По этой причине, в ряде случаев, принимается схема, когда часть мощностей на дожатие газа устанавливается перед каждой УКПГ, а другая часть размещается централизованно перед МГ. Осушенные потоки газа со всех УКПГ подаются на единую площадку, где смесь дожимается до требуемого давления и подается в магистральные газопроводы;

— размещение ступеней сжатия газа до и после установок осушки, при сохранении проектных значений добычи газа или ее незначительном сокращении, потребует реконструкции абсорберов (или ввод новых технологических ниток) с тем, чтобы обеспечить их нормальный гидравлический режим работы;

— при размещении ДКС до УКПГ необходима дорогостоящая модернизация.

ABO.

2. Проведен анализ эффективности технологической схемы осушки газа при работе по схеме УКПГ — ДКС-1 — ДКС-2. Установлено:

— создается возможность централизации мощностей ДКС на одной или нескольких площадках. Благодаря этому, возможно некоторое ускорение темпов строительства, снижение числа резервных агрегатов, уменьшение числа обслуживающего персонала, нет необходимости строительства ЦОГ и т. д.;

— ввиду подачи на дожатие осушенного газа повышается надежность работы газоперекачивающих агрегатов. Это увеличивает межремонтный срок эксплуатации агрегатов.

Однако размещение ДКС после установок осушки имеет ряд недостатков, из которых можно указать следующие:

— со снижением давления требуется более глубокая осушка газа для того, чтобы он отвечал требованиям ОСТ 51.40−93. Опыт эксплуатации установок абсорбционной осушки показывает, что в случае соблюдения технологического режима, обеспечения эффективной работы массообменных элементов абсорберов и поддержания высокого качества циркулирующего в системе гликоля на установке осушки газа Уренгойского месторождения можно достичь «точку росы» газа по воде минус 20 °C и несколько ниже. При снижении давления ниже определенного уровня невозможно будет осушить газ до требуемой ОСТ 51.40−93 «точки росы». Следует отметить, что без ухудшения гидравлической характеристики газопровода можно установить несколько большее значение «точки росы» газа по воде и снизить значение давления процесса осушки газа, при котором можно получить кондиционный газ. Для этого необходимо разработать ТУ вместо действующего ОСТа;

— при сохранении объема добьгчи газа снижение давления приведет к повышению скорости газа в абсорбере, что увеличило бы гидравлические потери гликоля с обработанным газом, ухудшились бы также качественные показатели товарного газа. Следовательно, для обеспечения нормальной работы потребовалось бы ввести в эксплуатацию новые технологические нитки;

Предварительные расчеты и обработка статистической информации по режимам эксплуатации основного оборудования УКПГ-2 сеноманской залежи показывают, что размещение ДКС П-ой очереди 1-ой ступени за УКПГ позволит обеспечить требуемые параметры качества подготовки газа при незначительном увеличении потерь ДЭГ, которые можно избежать путем модернизации основного оборудования (силами предприятия «Уренгойгазпром»). По предварительным расчетам фактор скорости по аппаратам не будет превышать проектного. Результаты исследований показывают, что при размещении ДКС I и II ступени за УКПГ и при ожидаемых давлениях и отборах газа на УКПГ-2 (данные взяты из проекта разработки проекта ВНИИГАЗ) будет обеспечиваться качество подготовки газа. Унос ДЭГ на проектном оборудовании при этом изменяется незначительно (в пределах 10%).

3. В технологическом плане выявлены следующие перспективные решения Уренгойского НГКМ:

— работа газового промысла по двухступенчатой схеме осушки газа (на примере УКПГ-3);

— предварительная осушка газа по схеме УКПГ — ДКС — ДКС, реализованная на УКПГ-2;

— подача метанола в нижний ряд теплообменных трубок секции и рециркуляция его через ABO;

— распределение расхода газа с увеличением от верхнего к нижнему ряду при сохранении среднего расхода по секции ABO.

4. Проведен анализ работы ABO и выявлены основные конструктивные и технологические недостатки, что дало возможность рекомендовать технологические пути решения проблем охлаждения сырого газа.

5. В конструкторском плане возможны следующие решения по повышению эффективности работы ABO:

— целесообразно на раме секции вдоль потока газа установить перегородку в виде металлической полоски или уголка, прикрывающего хотя бы одну нижнюю теп-лообменную трубку у рамы. Тем самым сократится количество циркулирующего у рамы холодного воздуха и уменьшится возможность локального гидратообразования;

— разработать и установить регулирующее устройство, чтобы перекрывать частично или полностью проходное сечения в зоне лопастей вентилятора на нижнем коробе (возможности для этого есть);

— деформировать оребрение нижнего ряда трубок пучков в нижней части оребрения в секторе 60. 70° трубки ребра до горизонтального положения ребер.

6. Организационные меры для обеспечения безгидратного режима охлаждения газа ABO включают в себя следующее:

— освобождение входного коллектора ABO от накапливающейся жидкости. Эта жидкость может эпизодически выносится в ABO, попадать в теплообменные трубки и способствовать гидратообразованию;

— если работает один вентилятор на секции, то с целью более быстрой эвакуации конденсирующейся при охлаждения жидкости и зародышей гидратов лучше, если будет включен вентилятор у выхода газа из секции;

— опыт эксплуатации ABO сырого газа на ДКС УКПГ-7 показывает, что вместо трех вариантов режима охлаждения (варьирование только включением-выключением вентиляторов) при варьировании и отключением секций и, соответственно, увеличением скоростей потока газа в теплообменных трубках (в том числе и нижних) в оставшихся в работе секциях (до трех-четырех) имеем не менее тридцати вариантов.

Этот метод может позволить без дополнительных капитальных затрат обеспечить достаточно надежную эксплуатацию ABO сырого газа в широком диапазоне температур;

— для снижения вероятности загидрачивания теплообменных трубок в дополнение к опыту УКПГ-7 предлагается организовать работу ABO в интервале температур, где нижний предел обеспечивает безгидратный режим эксплуатации работающих секций, а верхний предел интервала служит ориентиром для включения еще одной секции без увеличения вероятности последующего загидрачивания. Верхний предел определяет также экономическую целесообразность работы ABO. Если температура выше этого предела, то неоправданно повышаются эксплуатационные затраты на осушку газа.

7. Существующая технология и параметры системы осушки газа на УКПГ-2 на сегодняшний момент обеспечивают качество подготовки газа в летний и зимний период по работе УКПГ-2 по схеме «УКПГ-ДКС-ДКС» .

8. Соответствие температуры «точки росы» ОСТ 51.40−93 при работе УКПГ в летний период по схеме «УКПГ-ДКС-ДКС» ожидается до 2005 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Для условий падающей добычи газа (падение давления, обводнение пластов, межколонные перетоки, водопоглощение) на УНГКМ разработаны новые технологические растворы и технологии их применения при строительстве скважин и производстве ремонтно-изоляционных работ (РИР): а) составы растворов, образующих в процессе смешения и продвижения в за-трубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, позволяющую эффективно ликвидировать межколонные и заколонные газопроявления и увеличить продолжительность эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны, каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси (патент РФ № 2 144 130).

Технология ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений успешно реализована на скважинах № 11 062, 12 091, 11 053. б) для эффективной блокировки поглощающих пластов в скважине в качестве блокирующей жидкости использовать композицию из двух и более составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийны-ми и обратимыми свойствами (патент РФ № 2 144 608).

Разработанным блокирующим составом проведено глушение 25 газовых скважин и получены следующие результаты: способность сохранять фильтрационную характеристику пласта при освоении скважинсредний объем поглощаемой жидкости глушения сократился в 5 — 9 разсроки капитального ремонта и освоения скважин уменьшились в 2 — 3 раза. в) для эффективной изоляции подошвенных вод осуществлять закачку суспензии минерального вяжущего на органической основе и жидкости отверждения, причем в качестве суспензии минерального вяжущего используется цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75 — 80 масс. % (этиленгли-коль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль (ТЭГ)), в количестве 40−50% от массы цемента.

Водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой воды по новым технологиям проведены с положительным результатом более чем в 20 скважинах.

2. Разработана номограмма для определения концентрации регенерированного.

ДЭГ в зависимости от следующих исходных параметров — температуры и давления в испарителе, расхода стриппинг газа, концентрации насыщенного ДЭГ.

Выявлены и обоснованы параметры ДЭГ для эффективной осушки газа: концентрация РДЭГ — 99,3% масс., концентрация НДЭГ -96% масс., содержание легких углеводородов не более 0,5% масс., содержание железа менее 0,5% масс., содержа-ние минеральных солей в ДЭГ до 10 000 — 12 000 мг/дм .

Результаты комплексных обследований УКПГ по определению эффективности работы основного технологического оборудования позволили рекомендовать график проведения ревизий и модернизаций технологических ниток УКПГ. Регрессионным анализом статистического материала работы оборудования по осушке газа на УКПГ уточнены эмпирические зависимости потерь ДЭГ от фактора скорости по различным типам аппаратов.

3. Установлено, что увеличение эффективной площади фильтрации разработанных фильтр-патронов для многофункциональных аппаратов за счет использования двух фильтрующих слоев и изменения направления потока газа позволяет уменьшить жидкостную нагрузку на основной фильтрующий слой и снизить потери ДЭГ с осул шенным газом в капельном виде до 1 — 5 г/тыс.м газа и увеличить межремонтный период до двух и более лет (патенты РФ № 2 136 351 и № 2 153 918).

4. На основе комплексного обследования УКПГ — 2 впервые обоснованы рациональные схемы подключения ДКС по схемам «УКПГ-ДКС-ДКС», «ДКС-УКПГ-ДКС», «ДКС-ДКС-УКПГ», позволившие прогнозировать необходимые условия осушки газа в течение всего периода эксплуатации месторождения. Разработаны и реализованы технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы ABO.