Отчет по практике в ООО «Газпром добыча Ямбург»

При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее принятые решения  по разработке и обустройству месторождения  на годовую добычу 125 млрд.м³, т.е. количество УКПГ в начальный период  эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м³/год. Таким образом, с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м³, годовой отбор составит 4,4% от запасов.

За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66% от начальных запасов и, начиная  с 1998 года, месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации – период падающей добычи.

В целом разработка Ямбургского  месторождения характеризуется  следующими показателями. Период постоянных  отборов составляет 13 лет. Начиная  с 2004 года месторождение перешло на падающую добычу.  Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20% резерва будет равен 673.

3.1 Анализ конструкции и числа скважин

3.1.1 Конструкция скважин

На Ямбургском месторождении  конструкция вертикальных эксплуатационных скважин имеет следующую конструкцию:

- лифтовая колонна  из труб ЖÆ168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметич-ными резьбами типа ОТТГ-1 с муфтами, уменьшенными до ЖÆ178мм, с под-пакерным хвостовиком из труб по ГОСТ 632-80 ЖÆ146 или 149мм с резьбовыми соединениями муфтового типа;

- эксплуатационная колонна из  труб ЖÆ219мм по ГОСТ 632-80 с высоко-герметичными резьбами типа ОТТГ-1 (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра, спускается до глубины 1200-1300м, долото ЖÆ269 или 295мм;

- кондуктор ЖÆ299 или 324мм из обычных муфтовых труб по ГОСТ 632-80, до глубины 600м, диаметр долота 394мм;

- удлиненное направление из  обычных обсадных муфтовых труб  ЖÆ426мм по ГОСТ 632-80, долото ЖÆ490мм.

За всеми обсадными  колоннами цемент поднимается до устья скважины.

При сооружении наклонных скважин отход забоя от вертикали принимается по кровле сеномана (на глубине 1200м по вертикали) на 150м с искривлением после спуска кондуктора с глубины 650м. Профиль скважины обычного типа состоит из вертикального участка-L1 участка набора кривизны-L2 и прямолинейного наклонного участка, продолжающегося до проектной глубины L3. При этом на глубине 1300м общая длина ствола составит 1327м.

Все эксплуатационные скважины этого  диаметра оснащаются фонтанной арматурой  АФБ-6-150/100-210ХЛ и колонной головкой ГК-6-210-219Х324. Отбор газа при эксплуатации проводится только по пакерной схеме.

Лифтовые колонны оснащаются комплексом подземного оборудования типа КО-219/168-140 с установкой пакера ППС-219/168-140 на 20-30м  выше интервала перфорации и клапана  отсекателя КО-168-140.

В каждом кусте из восьми эксплуатационных скважин с эксплуатационными  колоннами ЖÆ219мм размещается одна вертикальная наблюдательная скважина для проведения геофизических измерений с целью контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождения.

Конструкция таких скважин принимается  аналогично эксплуатационным, но с  уменьшением соответствующих диаметров, а именно:

- эксплуатационная колонна  из обычных обсадных муфтовых  труб по ГОСТ 632-80 ЖÆ168мм с муфтами нормального диаметра до глубины порядка 1300м с забоем ниже контакта газ-вода, долото ЖÆ214мм;

 

Таблица 3.1.

Основные проектные показатели разработки УКПГ-1.

Годы	отбор газа		Q	РПЛ	Депрес- сия		Кол-во скважин	Руст	Рна вх. в ДКС	Мощность ДКС	V на забое
	год	сум
	млрд.м3		тыс.м3/сут	кгс/см2	кгс/см2			кгс/см2	кгс/см2	МВТ	м/сек
1986	8.0	8.0	1500.0	116.1		2.7	19	99.2	99.0	0	7.3
1987	30.0	38.0	1300.0	111.8		2.3	84	96.7	96.5	0	6.6
1988	30.0	68.0	1100.0	107.5		1.9	99	94.1	93.8	0	5.8
1989	30.0	98.0	1000.0	103.1		1.7	96	90.6	90.4	0	5.5
1990	30.0	128.0	1000.0	98.7		1.8	109	86.5	86.2	0	5.8
1991	30.0	158.0	1000.0	94.4		1.9	109	82.3	82.1	0	6.1
1992	30.0	188.0	1000.0	89.9		1.9	109	78.1	77.8	0	6.5
1993	30.0	218.0	1000.0	85.5		2.0	109	73.8	73.5	2.2	6.9
1994	30.0	248.0	1000.0	81.0		2.2	109	69.4	69.1	9.3	7.3
1995	30.0	278.0	1000.0	76.5		2.3	109	65.0	64.7	17.2	7.8
1996	30.0	308.0	1000.0	72.0		2.4	109	60.5	60.1	26.2	8.4
1997	30.0	338.0	1000.0	67.4		2.6	109	55.8	55.4	36.6	9.1
1998	30.0	368.0	1000.0	62.7		2.8	109	51.0	50.6	48.8	9.9
1999	30.0	398.0	1000.0	58.0		3.1	109	46.1	45.6	63.3	10.9
2000	30.0	428.0	1000.0	53.2		3.4	109	40.9	40.3	81.2	12.1
2001	30.0	458.0	1000.0	48.4		3.7	109	35.4	34.7	104.2	13.6
2002	30.0	488.0	1000.0	43.5		4.2	109	29.4	28.6	136.0	15.6
2003	30.0	518.0	1000.0	38.5		4.8	109	22.7	21.6	186.1	18.3
2004	28.0	546.0	868.3	33.8		4.5	109	19.7	18.7	186.1	18.4
2005	24.4	570.4	759.0	29.6		4.3	109	16.8	16.0	186.1	18.8.
2006	21.3	591.8	662.9	26.0		4.1	109	14.3	13.6	186.1	19.1
2007	18.6	610.4	579.6	22.7		4.0	109	12.0	11.3	186.1	19.6
2008	16.3	626.7	507.2	19.8		3.9	109	9.8	9.2	186.1	20.2
2009	14.2	640.9	440.9	17.3		3.8	109	8.1	7.4	186.1	20.8
2010	12.4	653.3	383.6	15.1		3.7	109	6.4	5.8	186.1	21.6
2011	10.7	664.0	331.2	13.1		3.6	109	5.1	4.5	186.1	22.4
2012	9.3	673.3	285.5	11.5		3.6	109	3.9	3.3	186.1	23.3
2013	7.9	681.2	243.9	10.0		3.5	109	2.9	2.4	186.1	24.0
2014	6.8	688.0	207.0	8.8		3.4	109	2.2	1.6	186.1	24.7
2015	5.7	693.7	175.2	7.7		3.2	109	1.6	1.1	186.1	25.3

 

- кондуктор из обычных  обсадных муфтовых труб по  ГОСТ 632-80 ЖÆ245мм до глубины 600м, долото ЖÆ295мм;

- удлиненное направление из  обычных обсадных муфтовых труб  по ГОСТ 632-80 ЖÆ324мм до глубины 120-200м, долото ЖÆ394мм.

Подъем цемента за всеми колоннами - до устья скважины.

Скважины не перфорируются и  не оборудуются лифтовыми колоннами, они заполняются незамерзающей  жидкостью (раствором хлористого кальция), а на устье закрываются задвижками.

Кроме приведенных конструкций, на некоторых кустах запроектировано  по одной мелкой опережающей наблюдательной скважине для изучения состава ММП (с отбором керна) и последующего наблюдения за температурным режимом интервала ММП при длительной эксплуатации куста в процессе разработки. Глубины указанных скважин меняются от100 до 400м в зависимости от состава мерзлых пород (средняя глубина-200м) и расположения на структуре.

Конструкция этих скважин  следующая:

- колонна ЖÆ146мм от 100 до 400м с цементированием до устья;

- направление ЖÆ219мм от 20 до 80м с цементированием до устья.

На участках структуры  с уменьшенной мощностью газоносного  интервала и ухудшенными коллекторскими свойствами сооружаются скважины с лифтовыми колоннами ЖÆ114мм. Для таких вертикальных скважин применяется следующая конструкция:

- лифтовая колонна  из гладких насосно-компрессорных  труб ЖÆ114,3мм по ГОСТ 633-80 и уплотнением резьбовых соединений лентой ФУМ (или из труб ВАМ по импорту) с подпакерным хвостовиком из насосно-компрессорных гладких труб ЖÆ102мм;

- эксплуатационная колонна из  обсадных труб ЖÆ168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметичными соединениями типа ОТТГ (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра до глубины 1200-1300м, долото ЖÆ214мм;

- кондуктор из обычных муфтовых обсадных труб ЖÆ245мм по ГОСТ 632-80 до глубины 600м, долото ЖÆ295мм;

- удлиненное направление кондуктор  из обычных муфтовых обсадных  труб ЖÆ320мм по ГОСТ 632-80 до глубины 120-200м, долото ЖÆ394мм.

Подъем цемента за всеми обсадными  колоннами - до устья скважины.

Эксплуатационные скважины с эксплуатационными колоннами ЖÆ168мм и лифтовыми колоннами ЖÆ114мм сооружаются наклонным способом (отклонение забоя от вертикали 400м). При этом искривление ствола наблюдается после спуска и цементирования вертикального удлиненного направления ЖÆ324мм, а кондуктор ЖÆ245мм удлиняется до глубины 750м по

 

вертикали и спускается в наклонный  ствол.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3. Конструкция сеноманской  газовой скважины ЯГКМ

3.1.2 Состояние фонда скважин  на ЯГКМ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

рис.3.2 Ямбургское НГКМ – 1368 скважин. Сеноман-987 скв.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3.3 Неоком – 381скв. Сосотояние фонда на 01.01.2005г.

4 Система сбора и транспорта газа на ЯГКМ

В качестве основы для  разработки системы сбора и внутри промыслового транспорта газа принята  схема промысловых коммуникаций и размещение объектов, предложенная ЮжНИИГипрогазом.

          На Ямбургском месторождении сбор газа от скважин производится по линейно-лучевой схеме сбора с подключением на один шлейф от одной до пяти скважин.

От индивидуальных скважин  осуществляется попутная врезка в один шлейф 2-3 скважин, от кустов через гребенку подключаются 2-5 скважин, на один или два шлейфа. Шлейфы выполнены в основном из труб 273 мм от одиночных скважин и при групповом подключении до точки их врезки из труб 325 мм. Подключение скважин производится выкидными линиями в основном диаметрами 114-159 мм, длиной 0,05-0,1 км. От крупных кустов применены трубы диаметром 325-426 мм. За начало каждого шлейфа принята точка врезки выкидной линии на расстоянии 50-100 м от устья скважины, конец шлейфа – забор УКПГ. Шлейфы запроектированы на максимальное начальное давление 11 МПа, поэтому в настоящее время при фактических давлениях около 3,0 МПа имеют значительный запас по прочности.

Трассы шлейфов пересекают болота и заболоченные участки (до 30-40 % протяженности), речки, ручьи. Грунты в основном суглинки, ниже – глины. Деятельный слой на участках многолетнемерзлых грунтов составляет 1,0-1,2 м на суглинках и 0,4- 0,8 м на торфяниках.

Прокладка шлейфов принята:

• подземная в суглинках, песках (на незаливаемых участках);
• надземная в насыпи на болотах;
• надземная на опорах при пересечении рек и ручьев.

Подземная прокладка  выполнялась в траншею с шириной  по дну 1,2 м, откосы 1:0,67. Засыпка осуществляется бульдозером вынутым (талым) грунтом.

Надземная прокладка  осуществлялась в насыпи из среднезернистого песка. Высота насыпи с учетом подушки под шлейфом 0.2 м из песка составляет 1.5 м, откосы насыпи - 1:0,67. Ширина насыпи по верху принята 1,0 м на каждый укладываемый шлейф.

 

Надземная прокладка  на переходах предусматривалась  балочной системы с компенсаторами-стойками на рельсовых опорах из труб 325 мм. Длина переходов 15 м, пролеты по 5 м.

Переходы через автодороги запроектированы подземные в  металлических кожухах из труб 720 мм.

Для поддержания температуры  газа в шлейфах не ниже +14 ºС предусматривалось устройство теплогидроизоляции. Для предупреждения гидратов на устье скважин предусматривался проектом ввод ингибитора гидратообразования. Ингибиторопровод диаметром 57х5 мм укладывается сверху трубы шлейфа и крепится хомутами.

На шлейфах предусмотрена  установка кранов Ду 200. Количество кранов принимается в зависимости от протяженности шлейфа: до 1 км не устанавливаются, 1,5-2,5 км - один кран,

2,5-4 км и более - два  крана. В местах установки кранов  предусматривается устройство техно-логических перемычек между ингибиторопроводом и шлейфом.

        На основе средних показателей по УКПГ проведены расчеты скоростей газового потока и коэффициентов гидравлического сопротивления, которые дают представление о гидравлическом состоянии системы сбора газа. Скорости газа в шлейфах находятся в пределах 2,0 - 3,5 м/с, что не в полной мере обеспечивает самоочистку шлейфов от жидких и механических примесей, которые могут поступать с продукцией скважин.

Коэффициент гидравлического  сопротивления находится в пределах 0,034 – 0,17, что значительно превышает  его теоретическое значение. Значения коэффициента гидравлического сопротивления в пределах 0,035 – 0,4, превышающие в 2 раза теоретические, допустимо для старых трубопроводов. Более высокие значения коэффициента 0,1-0,17 (УКПГ-4) свидетельствуют о большом загрязнении шлейфов и требуют мероприятий по очистке труб, которые должны предусматриваться проектом реконструкции.

Потери давления в  шлейфах в основном не превышают 5-6 %. Более высокие потери давления имеют место в зимний период, т.к. термогидравлический режим не обеспечивает достаточную очистку труб.

При уменьшении дебитов  скважин для улучшения гидравлического  и температурного режимов возможно сокращение ряда шлейфов с переключением скважин на соседние шлейфы.

Характерные климатические  и инженерно-геокриологические условия данного района предопределили выбор типа системы сбора и способа прокладки шлейфов. В основном на месторождении применяется подземная прокладка на глубину 0,8-1,0 м с теплоизоляцией шлейфов. Однако, как показал опыт эксплуатации потери тепла газом при данном способе прокладки значительно выше рассчитанных теоретически. Это происходит в результате того, что при таянии грунта в весенний период он уменьшается в объеме, разжижается и частично вымывается водой. Поэтому трубопроводы часто остаются оголенными и омываются водой в весенне-осенний период.