Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

- 4 -6

Содержание Введение

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

1.3 Характеристика продуктивного горизонтов по данным ГИС

1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

1.6 Физико-гидродинамические характеристики

1.7 Запасы газа и конденсата

2. Технологическая часть

2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки

2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи

2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки

2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

2.5 Состояние антикоррозионных мероприятий на месторождении и анализ эффективности

2.6 Разработка рекомендации по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ПДД)

2.7 Требования к конструкциям скважин

3. Экономическая часть

3.1 Обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей

3.2 Экономические показатели вариантов разработки

3.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении работ

4.2 Охрана недр и окружающей среды

4.3 Природно-климатические условия

4.4 Охрана атмосферного воздуха

4.5 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Заключение

Список использованной литературы

Приложения месторождение пластовый флюид скважина

Аннотация Ключевые слова: МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ЗАЛЕЖЬ, ПЛАСТ, ГОРИЗОНТ, СКВАЖИНА, ГАЗ, КОНДЕНСАТ, ДЕБИТ, ДОБЫЧА, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА, ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, ПЛАСТОВОЕ, ЗАБОЙНОЕ, УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА И КОНДЕНСАТА (КИГ И КИК).

Цель работы — обоснование рациональной системы промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды.

Пояснительная записка выполнена в объеме страниц и включает четыре раздела, список использованной литературы единиц. Графическая часть представлена в виде слайдов.

В проекте промышленной разработки приведены сведения о геолого-промысловой характеристике, физико-химических свойствах пластовых флюидов, запасах газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта.

Дано обоснование выбора объекта промышленной разработки, приведены его исходные геолого-физические характеристики, а также обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики.

Для рекомендованного варианта разработки рассмотрены вопросы техники и технологии добычи, охраны недр и окружающей среды.

Введение

Газоконденсатное месторождение Амангельды открыто в 1975 году бурением глубокой поисковой скважины 1.

В 1981 году партией подсчетов запасов и геологическим отделом Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедиции ПГО «Казнефтегазразведка» с участием сотрудников «СредНИИГаза», «ВНИГНИ» и «ВНИИГаза» был выполнен подсчет запасов природного газа по залежам нижневизейского, серпуховского и нижнепермского горизонтов и представлен на утверждение в ГКЗ СССР, где были утверждены запасы газа по нижнепермскому и нижневизейскому продуктивным горизонтам (протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.).

По результатам пересмотра материалов геологоразведочных работ и новых данных бурения в 1996 году ТОО «Мунайгазгеолсервис» были пересчитаны геологические запасы газа по нижневизейской залежи и переутверждены в ГКЗ РК (протокол ГКЗ РК № 46 от 09.10.1996 г.).

В 2001 году институтом ЗАО «НИПИнефтегаз» выполнен «Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды» и утвержден ЦКР РК (протокол № 14 от 12.09.2001 г.). На дату анализа (по состоянию на 01.07.2007 г.) на месторождении осуществляется реализация вышеназванного проекта.

В 2007 году АО «НИПИнефтегаз» выполнен отчет «По подсчету запасов газа, конденсата и попутных компонентов месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г.» и утвержден ГКЗ РК (протокол № 632−07-У от 15.11.2007 г.).

Настоящий отчет «Проект промышленной разработки газоконденсатного месторождения Амангельды (по состоянию на 01.07.2007 г.)» выполнен институтом АО «НИПИнефтегаз» (г. Актау) по договору № 07-ДМ-28 с АО «КазТрансГаз» (г. Астана, оператор ТОО «АмангельдыГаз» в г. Тараз) в соответствии с «Едиными правилами разработки…» [9] и «Регламентом составления проектов и технологических схем разработки…» (РД 39−147 035−207−86).

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия.

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхней части нижне-среднего девона, верхнего девона (фаменский ярус), карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезокайнозоя.

Разрез верхней части нижне-среднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Фаменский ярус представлен красноцветной терригенной толщей: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями аргиллитов и конгломератов. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102.

Каменноугольные отложения представлены нижним отделом и нерасчлененным средне-верхним отделом.

Нижний отдел. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Отложения турнейского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают породы верхнего девона. Разрез представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и мергелей. На полную мощность отложения вскрыты в скважинах 1 и 102 и составляют321 м и 314 м, соответственно.

Визейский ярус литологически относительно выдержан. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка. Толщина подъяруса составляет 76−95м. Верхний подъярус представлен, в основном, известняками, доломитами и мергелями с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 283 м до 327 м.

Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами, в верхней части — ангидритизированными аргиллитами. Толщина яруса составляет 134−159 м.

Отложения среднего-верхнего карбона представлены пестроцветной терригенной толщей. Толщина отложений изменяется от 377 м до 537 м.

Отложения перми представлены двумя отделами. Нижний отдел по литолого-фациальной характеристике подразделяется на две толщи: подсоленосную и соленосную. Верхний отдел выделен в составе надсоленосной толщи. Подсоленосная толща представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Горизонт подстилается толщей аргиллитов, которая представляет собой газоупор снизу. Толщина отложений изменяется от 242 м до 412 м. Кровля горизонта перекрывается соленосной толщей.

Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита. Толщина отложений изменяется от 211 м до 495 м. Надсоленосная толща верхней перми с угловым несогласием и размывом залегает на подстилающих отложениях соленосной толщи и представлены красноцветными окремненными алевролитами и сульфатизированными аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 178 м до 346 м.

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 256 м до 360 м.

Тектоника. В тектоническом отношении месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре, расположенной в восточной части Миштинского прогиба Моинкумской впадины.

Строение структуры изучено сейсморазведочными работами 2Д, 3Д и глубоким бурением.

Структура Амангельды представляет собой приразломную брахиантиклиналь северовосточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с северо-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов и прослеживается по всему разрезу.

По кровле нижневизейских отложений размеры структуры, по замкнутой изогипсе -1875 м, составляют 12×4 км, амплитуда — 200 м.

Характеристика продуктивных горизонтов.

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс. м³/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс. м³/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс. м³/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь — азотно-гелиевая. В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979,8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967,6 м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979,0 м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976,8 м (таблица 1.1). В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968,6 м.

Таблица 1.1 — Обоснование газоводяного контакта Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м. Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,8×7,5 км, высота — 268,8 м.

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности В разрезе нижневизейского горизонта прослежено три продуктивных пачки (А, Б, В), в каждом из которой выделены несколько пропластков.

Пачка, А имеет почти повсеместное распространение, в районе скважин 13 и 18 коллекторы замещаются глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,94 (таблица 1.2). Общая толщина пачки составляет, в среднем, 9,8 м, изменяясь от 0,8 до 17,6 м. В пределах пачки выделяют до 6 пропластков, которые не выдержаны по площади. Коэффициент расчлененности составляет 2,6; коэффициент песчанистости — 0,50. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 8,2 м, составляя в среднем 4,3 м.

Таблица 1.2 — Статистические показатели характеристик неоднородности пластов нижневизейского продуктивного горизонта Пачка Б отделяется от вышележащей пачки, А глинистым разделом, толщина которого изменяется от 4 до 20 м. В пределах пачки выделяется, в основном, один пласт-коллектор, который иногда расчленяется на два пропластка. На северо-востоке, пласты-коллекторы замещены глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,7. Общая толщина пачки небольшая и колеблется от 1 до 5,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет, в среднем, 2,6 м, изменяясь от 0.8 (скв. 8) до 4,6 м (скв.112). Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют соответственно 0.64 и 1.1.

Пачка В наиболее выдержанная по мощности, отделяется от вышезалегающей пачки Б небольшим глинистым пластом толщиной от 1,6 (скв. 108) до 6 м (скважины 6, 113), коэффициент распространения её равен 0,97. В скважине 15 пласты-коллекторы замещены породами.

Таблица 1.3 — Характеристика толщин пластов нижневизейского продуктивного горизонта Общая толщина пачки изменяется от 1.8 м (скв 7) до 22.6 м (скв 105), составляя в среднем 15.8 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв 7) до 19.0 м (скв 5) и в среднем составляет 12.3 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют 0.80 и 2.5, соответственно. Пачки А, Б, В между собой не сливаются, но толщины глинистых пластов, разделяющих пачки, не выдержаны по толщине и сложены аргиллитами плотными, тонкослоистыми, с вертикальными и наклонными трещинами, что говорит о возможной гидродинамической связи между пачками.

Общая толщина горизонта составляет, в среднем, 37.2 м (см. таблицу 1.3). Суммарные газонасыщенные толщины изменяются от 6.2 м (скв 7) до 26.8 м (скв 5), составляя в среднем 18.3 м.

Коэффициент расчлененности и песчанистости равны 5.6 и 0.50, соответственно.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов по данным ГИС На площади Амангельды промышленные притоки газа получены из песчано-глинистых отложений подсоленосной толщи перми (Р₁), карбонатно-терригенных отложений серпуховского (С₁s) и песчаников нижневизейского (С₁v₁) и турнейского (С1t) ярусов нижнего карбона.

Коллекторы подсоленосных отложений перми представлены песчаниками среднеи мелкозернистыми, полимиктовыми, алевритистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, сцементированные в различной степени сульфатно-железисто-глинистым цементом. Как установлено в (21), по исследованиям кернов и данным опробования в подсоленосной толще пермских отложений развиты коллекторы порового и порово-трещинного типов.

Коллекторы нижневизейских отложений нижнего карбона по данным анализа кернов представлены песчаниками полевошпат-кварцевыми, с преобладанием кварца. Нижневизейский продуктивный горизонт по коллекторским свойствам, данным опробования и геофизическим характеристикам, подразделен на три пачки (А, Б и В).

Коллекторам каждой пачки свойственны свои структурно-текстурные особенности, различная степень сцементированности, глинистости. Цемент контактовои неравномерно-поровый, глинистый, гидрослюдистый, участками кальцитовый. Карбонатность практически всего терригенного разреза низка, не превышает 0.10 д.ед. Коллекторы порового типа, что также установлено по данным изучения пустотного пространства в петрографических шлифах. В алевролитах, песчаниках пористых и аргиллитах отмечено присутствие микротрещин, выполненных кальцитом. От средне-верхневизейского подъяруса нижневизейский отделен пластом ангидрита толщиной 10−12м, являющимся верхним газоупорным пластом. Пачка В снизу ограничена пластом аргиллита толщиной 2.5−5м. Подстилающая толща до кровли яруса С₁t представлена чередующимися песчаников глинистых пластами аргиллитов, углей, песчаников углистых.

1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований Используемый комплекс методов ГИС при оценке запасов [1, 2] отличался, в силу состояния технической оснащенности скважинной аппаратурой, от комплекса исследований новых эксплуатационных скважин. Ко времени бурения новых скважин, произошли значительные изменения в оснащении геофизических предприятий современной комплексной (модульной), программно управляемой аппаратурой. Структура комплекса ГИС в эксплуатационных скважинах изменилась: методы АК, ГГК-П, многозондовые ИК выполняются во всех скважинах, произошли и качественные изменения самих исследований. Применяемый с 2001 г. в скважинах месторождения Амангельды комплекс ГИС соответствует обязательному комплексу исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах. Комплекс позволяет изучать электрические, радиоактивные, плотностные, акустические свойства пород, слагающих разрезы скважин, а также геометрию стволов скважин.

По достижению проектной глубины эксплуатационных скважин в отложениях нижневизейского и турнейского ярусов выполнен обязательный современный комплекс детальных геофизических исследований, включающий методы:

ПС — каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации;

кавернометрия (профилеметрия);

КС (БКЗ комплексом разноглубинными подошвенными градиент-зондами A2.0M0.5N, A4.0M0.5N, A8.0M1.0N и кровельными градиент-зондами N0.5M2.0A, N11.0M0.5A);

БК — боковой каротаж;

БМК (МКВ) — боковой микрокаротаж (микрокавернометрия);

МКЗ — микрозондирование;

ИК — индукционный каротаж, двузондовый;

АК — акустический каротаж по скорости пробега упругих волн;

радиоактивный каротаж (РК);

ГК — замеры естественного гамма-излучения;

НГК — нейтронный гамма — каротаж;

ГГК-П — плотностной гамма-гамма — каротаж.

Изучение геометрии ствола скважины и положения его в пространстве выполнено по замерам инклинометрии. Регистрация выполнялась на точках с шагом через 25 м.

Общие исследования (КС, СП, КВ, ГК, НГК, АК в масштабе глубин 1:500, инклинометрия) сопровождали процесс бурения скважин и выполнены поэтапно по всему вскрытому бурением разрезу, в том числе, по завершению бурения интервалов, перекрываемых, в среднем, до глубин 450 и 1200 м кондуктором и технической колонной диаметрами 9 и 12″ .

После спуска обсадных колонн, через 2−7 суток после окончания процесса цементирования для определения высоты подъема цемента и качества цементного камня выполнялись исследования акустической цементометрией.

Комплексы методов исследований, выполненные в новых скважинах в интервалах отложений подсоленосного и нижневизейского ярусов представлены в подсчете запасов 2007 г (ПЗ). В целом структура комплекса ГИС, выполненного в эксплуатационных скважинах, позволяет решать геологические задачи в условиях разреза месторождения Амангельды: литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов; проводить качественную и количественную интерпретацию: определять эффективные толщины, оценивать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), характер насыщения выделенных в разрезе пластов-коллекторов.

Геофизические исследования выполняли геофизические предприятия: ЮКФ ГИС «Казпромгеофизика», компания ОАО «Удмуртгеология» по заявкам подрядчика по бурению скважин — «КазБурГаз» .

При записи геофизической информации использовались цифровые регистраторы «Гектор», «Карсар», «ПАК». Регистрация ГИС проводилась аппаратурой, прошедшей метрологический контроль и калибровку. Каротаж выполнялся со скоростью, регламентируемой эксплуатационной документацией к приборам. В таблице 1.4 представлен перечень скважинной аппаратуры, примененной при геофизических исследованиях скважин, показаны режимы каротажа, регистрации и визуализации геофизических параметров в новых скважинах.

Таблица 1.4 — Аппаратура комплекса промыслово-геофизических исследований. Режимы каротажа и визуализации геофизических параметров в эксплуатационных скважинах В соответствии с требованиями технологии проведения ГИС методы исследований выполнялись в следующей последовательности: электрические — стандартный каротаж с одновременной регистрацией кривой ПС; БК, ИК, МБК, МК; затем акустический и методы радиоактивного каротажа — ГК, НГК (ННК), ГГК-П; далее — КВ, инклинометрия.

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996;2006 гг. лабораторией «КазНИГРИ» и компанией «Мунайгазгеолсервис» были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116).

По новой информации 2006 г. по исследованиям пластовых флюидов, включая предыдущие исследования, подсчитаны средние параметры, приведены диапазоны изменений. Полученные новые средние значения практически совпадают и подтверждают средние значения, представленные в «Подсчете запасов по состоянию на 01.01.2006 г.» .

Свойства пластового газа.

В связи с увеличением информации о составе и свойствах пластового газа, полученной в 2006 г., рассчитаны новые средние параметры свойств пластового газа по состоянию на 01.01.2007 г. Они рассчитаны с учетом результатов исследований, полученных в период разведки (использованных при «Подсчете запасов (1996 г.)» [2]) и позже — в процессе эксплуатации месторождения. Потенциальное содержание стабильного конденсата (С_5+В) с учетом результатов 2005;2006 гг., выполненные лабораторией «КазНИГРИ» путем рекомбинации устьевых проб флюидов, в среднем составило — 71.1 г/м³, что входит в диапазон значений использованных при «Подсчете запасов (1996 г.)» — 67.9−112.9 г/м³, коэффициент сверхсжимаемости — 0.79, плотность при 20^°С — 0.8589 кг/м³, вязкость пластового газа — 0.0120 мПа· с. Однако полностью согласиться с новым полученным значением содержания стабильного конденсата (С_5+В), не представляется возможным, так как оно получено в процессе рекомбинации, а не по промысловым замерам. По показателям разработки средний за 2006 год содержание нестабильного конденсата по промысловым замерам из скважин колебался в диапазоне 92.4−97 г/м³, составляя в среднем 94.9 г/м³. По результатам исследований 2005;2006 гг. получено потенциальное содержание конденсата ниже, чем принято в «Подсчете запасов (2006 г.)». Причиной снижения содержания конденсата может быть выпадение конденсата в пласте вследствие снижения пластового давления ниже давления начальной конденсации, что и повлияло на результаты исследований рекомбинированных проб, отобранных с устья скважин.

В связи с вышесказанным, в данном отчете следует принять значение содержание стабильного конденсата (С_5+В), такое же, как и в «Подсчете запасов (2006 г.)» [8] - 86 г/м³.

Компонентный состав газа Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получен по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115 и представлен в таблице 1.5 .

Таблица 1.5 — Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата Содержание углеводородов составляет: метана — 77.88−79.90% мол., этана — 8.80−10.42% мол., С₃+в — 5.38−6.71% мол. Из неуглеводородных компонентов присутствует азот и углекислый газ, которые составляют: азота — 5.67−5.73%мол., углекислого газа — 0.11 — 0.17%мол., соответственно (см. таблицу 2.3.1.2).

В среднем состав пластового газа содержит метана 78.80% мол., этана — 9.48% мол., С₃+в — 5.90% мол., азота — 5.68% мол., углекислого газа 0.13% мол.

По результатам исследований состав газа сепарации в среднем на 80.18% мол. состоит из метана. Сопутствующих компонентов в среднем содержится: этана — 9.50% мол., С₃+в — 4.57% мол., азота — 5.82%мол., углекислого газа — 0.13% мол. (см. таблицу 1.5).

Составы сырого конденсата по исследованным пробам в целом близки между собой и отличаются между собой несущественно в силу незначительных различий термобарических условий сепараций при отборе проб конденсата на рекомбинацию.

Компонентный состав сырого конденсата в среднем содержит метана 8.93% мол., этана — 8.47%мол., пропана — 8.65% мол., бутанов — 9.35% мол., С₅+в — 63.99% мол. (см. таблицу 1.5).

Физико-химические свойства конденсата Физико-химические свойства конденсата оценены по пробам, отобранным из 15 эксплуатационных скважин компанией «Мунайгазгеолсервис» в 2004 году. По результатам исследований проб конденсата подсчитаны средние параметры и приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 — Физико-химические свойства и фракционный состав стабильного конденсата

Свойства конденсата по скважинам получены в диапазонах: плотность — 0.709−0.769 г/см³, динамическая вязкость — 0.432−1.049 мПа· с, содержание серы — 0.11−0.18% масс.

Конденсат застывает при температуре ниже — 15^°С. Выход светлых фракций (до 250^°С) высокий и составляет от 83 до 94% об. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет — 0.13−0.41% масс., содержание парафинов — 0.28−0.58% масс.

Свойства и состав воды Исходный компонентный состав пластовых вод месторождения Амангельды представлен в таблице 1.7.

Таблица 1.7 — Месторождение Амангельды. Компонентный состав вод Позднее были проведены исследования по продуктивному нижневизейскому горизонту, данные которых представлены в таблице 1/8 согласно.

Таблица 1.8 — Месторождение Амангельды. Характеристика вод нижневизейского продуктивного горизонта

Как видно из таблицы, воды нижневизейского продуктивного горизонта являются крепкими термальными рассолами с минерализацией, в зависимости от пропластков, в пределах от 202 до 317 г/л.

Подробный физико-химический состав и свойства вод нижневизейского горизонта по анализам, выполненным для отчета [2], приведен в таблице 1.9.

Исходя из данных, приведенных выше, можно предположить, что пробы вод со скважин 2 и 7, скорее всего, являются смесью техногенной воды с пластовой, поскольку по основным компонентам и минерализации в 6−10 раз отличаются от характеристик, приведенных для скважины 9 и значений минерализации, указанных в таблице 1.7 и поэтому должны быть отбракованы.

Таблица 1.9 — Месторождение Амангельды. Физико-химический состав вод нижневизейского продуктивного горизонта В 2006 г. были исследованы пробы жидкости, отобранные с забоя пяти добывающих скважин. Результаты исследований представлены в таблице

Таблица 1.10 — Месторождение Амангельды. Результаты исследований проб жидкости с забоя скважин Данные из таблицы показывают, что по удельному весу и жесткости вод только проба со скважины 112 может быть названа кондиционной.

Таким образом, представленные данные показывают недостаточную изученность пластовых вод месторождения, как в водоносных горизонтах, так и в продуктивных пластах. Поэтому необходимо осуществлять полный комплекс исследований пластовых вод согласно требованиям «Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК» .

1.6 Физико-гидродинамические характеристики Физико-гидродинамическая характеристика пород-коллекторов по керну представлена фазовой проницаемостью пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности, зависимостью начальной газонасыщенности от проницаемости пород, кривыми капиллярного давления.

Фазовая проницаемость пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности (К_пр^фаз), моделируемой методом центрифугирования, определялась во «ВНИИГИС» (г. Калинин) по керну из скважины 6. Величина фазовой проницаемости в зависимости от абсолютной проницаемости (К_пр) пород (рисунок 2.4.1а) описывается соотношением К_пр^фаз=0.9784*К_пр-0.8645 (R²=0.9967).(1.1)

Величина относительной проницаемости (К_пр^отн=К_пр^фаз/К_пр) в зависимости от абсолютной (рисунок 2.4.1б) описывается соотношением К_пр^отн=0.187*Ln (К_пр)+0.3488 (R²=0.7819). (1.2)

Начальная газонасыщенность (S_г^нач) коллекторов рассчитана как 1-S_во. Остаточная водонасыщенность (S_во) установлена по исследованиям керна из скважины 6 прямыми определениями и по керну из скважин 102, 106, 115 по косвенным определениям. Начальная газонасыщенность коллекторов при проницаемости пород от 0.1*10^-3 мкм² до 20*10^-3 мкм² (рисунок 2.4.2) описывается соотношением

S_г^нач =0.0797*Ln (К_пр) + 0.8898 (R²=0.751). (1.3)

При проницаемости больше 20*10^-3 мкм² величина S_г^нач составляет около 0.9.

1.7 Запасы газа и конденсата Запасы газа по нижневизейскому горизонту месторождения Амангельды оценивались неоднократно. Впервые подсчет запасов газа и конденсата был выполнен в 1981 г. на основании результатов поисково-разведочных работ (17 скважин). Утвержденные начальные геологические запасы газа и конденсата по нижневизейскому горизонту составили соответственно по категории С1 — 1979 млн. м³ и 153 тыс. т (Протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.).

В 1996 году запасы газа по нижневизейскому горизонту были пересчитаны и утверждены в ГКЗ РК (Протокол № 46 от 09.10.1996 г.). В результате пересчета геологические запасы газа и конденсата нижневизейского горизонта увеличились и составили по категории С1 (С₂) — 17 058 (8020) млн. м³ газа и 1466 (690) тыс. т конденсата. В целом (по сумме категорий С1 + С₂) запасы углеводородного газа составили 25 078 млн. м³ и конденсата — 2156 тыс. т. Причиной увеличения запасов газа явилось принятие более низких значений минимального рентабельного дебита скважин, равного 5 тыс. м³/сут.

По состоянию на 01.01.2006 г. запасы газа были пересмотрены и утверждены с учетом дополнительной информации по 15 пробуренным эксплуатационным скважинам (Протокол ГКЗ РК № 632−07-У от 15.11.2007 г.).

Исходя из разбуренности, изученности и продуктивности газовых залежей запасы газа оценены по категориям С1 и С₂.

По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы газа и конденсата составили 18 952 млн. м³ или 75.8% от всех геологических запасов, конденсата 1630 тыс.т.

По категории С₂ оценены запасы газа в юго-западной (скважины 7, 15) и северовосточной (скважина 17) частях залежей, так как в этих скважинах получены невысокие дебиты газа и исследования на увеличение продуктивности пластов не производилось.

Геологические запасы газа и конденсата по этой категории составили 6067 млн. м³ и 522 тыс. т, соответственно или 24.2% от всех геологических запасов по месторождению.

В результате пересчета начальные геологические запасы газа в целом по месторождению (категории С1+С₂) составили 25 019 млн. м³, что на 0.2% меньше числящихся на Государственном балансе полезных ископаемых РК.

2. Технологическая часть

2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки

Анализ результатов газогидродинамических исследований

При опробовании нижневизейского горизонта месторождения Амангельды с целью оценки продуктивности пробуренных скважин, а также в процессе эксплуатации добывающих скважин с целью оценки их текущей продуктивности, проводились газогидродинамические исследования на стационарных (методом установившихся отборов — МУО) и нестационарных (методом восстановления давления — КВД) режимах фильтрации.

Результаты газогидродинамических исследований скважин — МУО и КВД, выполненных за период опытно-промышленной эксплуатации (2003;2006 гг.) [3−7], приведены в таблицах 2.1 и 2.2, соответственно.

По результатам исследований МУО, выполненных в 2005 г. были получены значения фильтрационных коэффициентов скважин нижневизейского горизонта, находящиеся в пределах: «a» — 0.2719−5.6433 МПа²/(тыс.м³/сут) и «b» — 0.0020−0.3836 МПа²/(тыс.м³/сут)².

В 2006 г. и первом полугодии 2007 г. газогидродинамические исследования методом установившихся отборов в скважинах нижневизейского горизонта проведены не в полном объеме, вследствие чего коэффициенты фильтрационного сопротивления не были уточнены. На практике коэффициенты «a» и «b» даже теоретически не могут быть постоянными, так как от режима к режиму изменяются свойства пористой среды (весьма незначительно) и насыщающих ее флюидов, уже более существенно, особенно при больших депрессиях на пласт. К тому же, в величинах «a» и «b», определенных графически, имеется некоторая условность.

В связи с вышесказанным, для выполнения прогнозных расчетов были взяты более приемлемые средние значения фильтрационных коэффициентов скважин по нижневизейскому горизонту: «a» — 5.23мПа²/(тыс.м³/сут) и «b» — 0.128мПа²/(тыс.м³/сут)², находящиеся в пределах значений коэффициентов, полученных по исследованиям МУО 2005 г., при использовании которых получаются более точные данные, совпадающие с фактическими дебитами и добычей газа и конденсата на дату анализа (01.07.2007 г.).

Условия фильтрации газа к забоям добывающих скважин, действующие силы, характер их проявления

Фильтрация или движение газа и жидкости в пористых и трещиноватых породах определяется по двучленной формуле:

P²(t)-P_з²(t)=а_срQ (t)+b_срQ²(t) (2.1),

где: а_ср и b_ср — средневзвешенные (по дебиту) коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q_t — текущий дебит проектных скважин к моменту времени t с начала разработки залежи.

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, пластовых давлениях можно увеличить за счет снижения фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн, и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи Согласно Проекту ОПЭ по состоянию на 01.07.2007 г. на Амангельды в опытно-промышленной эксплуатации находится газоконденсатная залежь.

Характеристика фонда скважин нижневизейского горизонта Амангельды по состоянию на 01.07.2007 г. приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика фонда скважин

Как видно из таблицы, по состоянию на 01.07.2007 г. эксплуатационный фонд нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составлял 36 скважин, из которых 24 скважины — действующие добывающие фонтанные, 1 — наблюдательная, 11 — ликвидированных.

Из 36 пробуренных скважин — 17 пробурены в период разведки, в т. ч.9 поисковых (1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 13) и 6 разведочных скважин (6, 11, 15, 16, 17, 18) и 21 — в период ОПЭ, в т. ч. 6 разведочных (102, 103, 106, 109, 113, 115) и 15 эксплуатационных (101, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 114, 116, 117, 118, 119, 121, 122).

При пуске месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию (октябрь 2003 г.) было введено 5 скважин (101, 103, 109, 110, 113), в 2004 г. — 10 скважин (102, 105, 106, 107, 108, 111, 112, 114, 115, 116), в 2005 г. — 3 скважины (104, 117, 2-Г), в 2006 г. — 3 скважины (6-Г, 118, 121) и в первом полугодии 2007 — 3 скважины (16-Г, 119, 122).

Поисковая скважина 2-Г и две разведочные скважины 6-Г и 16-Г были восстановлены и введены в эксплуатацию дополнительно к Проекту ОПЭ, согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004;2006 гг. [5−7]. Также, согласно рекомендациям, восстановлена поисковая скважина 5-Г, для использования её в качестве наблюдательной.

Согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004 г. [5], дополнительно к Проекту ОПЭ были пробурены и введены в эксплуатацию четыре скважины (118, 119, 121, 122), одна скважина (120) находилась на дату анализа (01.07.2007 г.) в завершающей стадии бурения.

При этом, скважина 107 является скважиной-дублёром скважины: 16-Г, 109 — 5-Г, 111 — 2-Г, 112 — 1-Г, 113 — 6-Г, 115 — 8, 116 — 18, из них 5 пар скважин: 107 и 16-Г, 109 и 5-Г, 111 и 2 Г, 112 и 1-Г, 113 и 6-Г пробурены в непосредственной близости друг к другу (см. приложение 2).

Характеристика начальных и текущих дебитов скважин

Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам газа и конденсата приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Распределение скважин по дебитам газа и конденсата

Как видно из таблицы 2.2, на 01.07.2007 г. большая часть скважин в количестве 10 единиц, что составляет 41.7% от действующего фонда, эксплуатировались с дебитами газа от 15 тыс. м³/сут до 40 тыс. м³/сут. С минимальными дебитами газа до 15 тыс. м³/сут работали 6 скважин, что составило 25% от действующего фонда. Пять скважин месторождения эксплуатировались с дебитами в диапазоне 40−80 тыс. м³/сут, что составляет от действующего фонда 20.8%. Оставшиеся 3 скважины, составляющие от общего количества действующего фонда 12.5%, работали с более высокими дебитами, более 80 тыс. м³/сут.

По фактическим данным эксплуатации на 01.07.2007 г. добывающие скважины месторождения Амангельды работали с текущими дебитами: газа — от 3 тыс. м³/сут (скважина 119) до 108 тыс. м³/сут (скважина 104) и конденсата — от 0.1 т/сут (скважина 119) до 9.3 т/сут (скважина 104). В целом по месторождению на 01.07.2007 г. текущие среднесуточные дебиты по газу составили 36.3 тыс. м³/сут и 2.9 т/сут по конденсату.

Как видно из таблицы 2.3, добывающие действующие скважины месторождения условно делятся на 4 группы: высоко-, средне-, малои низкодебитные.

Так к группе высокодебитных скважин можно отнести 3 скважины (122, 109, 104), характеризующихся среднесуточными дебитами по газу: 96.4, 99.6, 108.0 тыс. м³/сут, соответственно.

К среднедебитным относятся пять скважин (107, 2-Г, 6-Г, 121, 108) со средними дебитами по газу 45.7, 57.0, 61.0, 65.5, 74.6 тыс. м³/сут, соответственно.

Таблица 2.3 — Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика текущих дебитов скважин по состоянию на01.07.2007 г.

Десять скважин (117, 115, 106, 16-Г, 114, 112, 102, 103, 116, 113) входят в группу малодебитных скважин и характеризуются средними дебитами от 15.0 до 38.2 тыс. м³/сут.

Низкодебитными являются шесть скважин (119, 111, 105, 118, 110, 101) с дебитами газа 3.0, 3.8, 3.9, 4.2, 8.3, 10.0 тыс. м³/сут, соответственно.

За время эксплуатации почти во всех скважинах месторождения наблюдается снижение среднесуточных дебитов по газу и конденсату.

Наиболее интенсивное снижение дебитов наблюдается в 3-х скважинах: 104, 109, 110.

Скважина 104, введена в эксплуатацию в марте 2005 года, со средним начальным дебитом газа 180.8 тыс. м³/сут, который увеличившись в следующем месяце до своего максимума в 196.6 тыс. м³/сут, снизился до минимума 107.95 тыс. м³/сут (на 01.07.2007 г.). Накопленная добыча скважины составила: газа — 128.57 млн. м³, конденсата — 12.78 тыс.т.

Таблица 2.4 — Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.07.2007 г.

Заметное снижение дебита газа отмечается в скважине 109, эксплуатирующейся с ноября 2003 года. Дебит скважины, составляя на начало эксплуатации 104.5 тыс. м³/сут, в мае месяце 2004 г. достиг максимального дебита в 208.3 тыс. м³/сут, после чего снизился до 98 тыс. м³/сут в мае 2007 г. Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 99.6 тыс. м³/сут, накопленная добыча газа и конденсата — 205.2 млн. м³ и 23.25 тыс. т, соответственно.

Также снизился дебит газа в скважине 110, введенной в эксплуатацию в ноябре 2003 г. Если в начале эксплуатации он составлял 80.0 тыс. м³/сут, увеличившись в следующем месяце до 87.0 тыс. м³/сут, затем начал интенсивно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 8.3 тыс. м³/сут. Всего с начала эксплуатации скважины добыто 34.07 млн. м³ газа и 2.95 тыс. т конденсата.

Менее интенсивное снижение среднесуточных дебитов газа наблюдается в десяти скважинах (101, 102, 103, 107, 108, 113, 117, 121, 2-Г и 6-Г):

Эксплуатация скважины 101 началась в декабре 2003 г. Начальный дебит газа данной скважины составил 38.3 тыс. м³/сут. С февраля 2004 г. началось интенсивное снижение дебита, который на 01.07.2007 г. составил 10.0 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа скважины составила 27.48 млн. м³, конденсата — 2.57 тыс.т.

Скважина 102 эксплуатируется с ноября 2004 года. Дебит скважины составлял на начало эксплуатации 10.2 тыс. м³/сут, который в следующем месяце увеличился до 39.5 тыс. м³/сут, а с января 2005 года начал снижаться, составляя на 01.07.2007 г. 25.29 тыс. м³/сут. Всего, с начала эксплуатации, добыча газа и конденсата составила: 28.93 млн. м³ и 2.54 тыс. т, соответственно.

Скважина 103 вошла в эксплуатацию в ноябре 2003 г. с начальным дебитом 55.3 тыс. м³/сут, который в процессе эксплуатации снижался и на 01.07.2007 г. составил 27.8 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 41.08 млн. м³ и 3.75 тыс. т, соответственно.

Эксплуатация скважины 107 началась в марте 2004 г. Начальный дебит скважины составлял 80.98 тыс. м³/сут, который в процессе эксплуатации снизился почти в 2 раза и составил на 01.07.2007 г. 45.67 тыс. м³/сут. Добыча газа и конденсата за весь период эксплуатации составила 68.69 млн. м³ и 6.59 тыс. т, соответственно.

Начальный дебит скважины 108, введенной в эксплуатацию в сентябре 2004 г., составил 102.4 тыс. м³/сут. С марта месяца 2005 г., дебит газа данной скважины начал постепенно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 74.6 тыс. м³/сут. За время эксплуатации скважины всего добыто 91.95 млн. м³ газа и 8.82 тыс. тонн конденсата.

Скважина 113 начала эксплуатироваться с ноября 2003 г. с начальным дебитом 58.8 тыс. м³/сут, который в дальнейшем снизился до 34.3 тыс. м³/сут (апрель 2007 г.). Текущий дебит газа данной скважины составил 38.2 тыс. м³/сут. Добыча с начала эксплуатации скважины составила: газа — 65.09 млн. м³, конденсата — 4.26 тыс.т.

Дебит скважины 117, вступившей в эксплуатацию в марте 2005 г., с начальным дебитом 32.0 тыс. м³/сут, в процессе добычи снизился до 13.3 тыс. м³/сут (сентябрь 2006 г.), затем немного увеличившись, составил на 01.07.2007 г. 15.0 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата скважины с начала ее эксплуатации составила 16.71 млн. м³ и 1.53 тыс. т, соответственно.

Добывающая скважина 121 введена в эксплуатацию в августе 2006 г., с начальным средним дебитом 76.8 тыс. м³/сут, который в следующем месяце увеличился до 100.2 тыс. м³/сут, в дальнейшем постепенно уменьшаясь, на 01.07.2007 г. составил 65.5 тыс. м³/сут. За время эксплуатации скважины всего было отобрано 25.06 млн. м³ газа и 2.38 тыс. т конденсата.

Скважину 2-Г ввели в эксплуатацию в апреле 2005 г., после восстановления ее из ликвидации, со средним начальным дебитом 71.4 тыс. м³/сут. В следующем месяце того же года среднесуточный дебит газа увеличивается до 75.8 тыс. м³/сут, после чего начинает интенсивно снижаться до 45.8 тыс. м³/сут (октябрь 2006 г.). В ноябре месяце 2006 г. в скважине проводят КРС по изоляции притока воды с вышележащих водоносных пластов установкой пакера. После успешно проведенного капитального ремонта скважины (КРС) среднесуточный дебит увеличился до 99.9 тыс. м³/сут. Проработав декабрь месяц, скважину опять остановили на КРС, по причине негерметичности пакера. После проведенных ремонтных работ в скважине, дебит ее не увеличился, наоборот снизился до 55.7 тыс. м³/сут (февраль 2007 г.). Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 56.98 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 44.69 млн. м³ и 2.46 тыс. т, соответственно.

Снижение дебита также наблюдается в восстановленной скважине 6-Г. Скважина введена в эксплуатацию в ноябре 2006 г. с начальным дебитом газа 82.9 тыс. м³/сут, который постепенно снижаясь, составил на 01.07.2007 г. — 60.98 тыс. м³/сут. Всего, за время эксплуатации данной скважины, отобрано: газа — 17.66 млн. м³, конденсата — 1.58 тыс.т.

Небольшое снижение дебитов газа наблюдается в семи скважинах (105, 106, 111,112, 114, 115, 118):

Скважина 105 эксплуатируется с апреля 2004 г. с начальным дебитом 13.4 тыс. м³/сут, который уменьшился в декабре 2006 г. до 1.7 тыс. м³/сут, составив на 01.07.2007 г. 3.9 тыс. м³/сут. Добыча скважины с начала эксплуатации составила: газа — 5.17 млн. м³, конденсата -0.67 тыс.т.

Начальный дебит скважины 106, введенной в эксплуатацию в мае 2004 года, составил 9.0 тыс. м³/сут. После КРС, проведенного в скважине с июля по август месяцы 2005 г., с целью зарезки бокового наклонного ствола, дебит газа увеличился с 9.9 тыс. м³/сут (июнь 2005 г. -перед КРС) до 25.7 (октябрь 2005 г. — после КРС), после чего произошло снижение дебита. Средний дебит скважины по состоянию на 01.07.2007 г. составил 17.5 тыс. м³/сут, за время ее эксплуатации всего добыто: газа — 15.57 млн. м³, конденсата — 1.55 тыс.т.

Скважина 111 дважды осваивалась и вводилась в эксплуатацию в марте и мае 2004 г., с дебитами 5.7 тыс. м³/сут и 10.2 тыс. м³/сут, соответственно. С марта 2005 г. среднесуточный дебит скважины стал снижаться и в июне 2006 г. дошел до минимума — 1.02 тыс. м³/сут. После проведенного в декабре месяце 2006 г. КРС, дебит скважины немного вырос, составляя на 01.07.07 3.79 тыс. м³/сут. Всего с начала эксплуатации из скважины 111 отобрано: газа — 4.36 млн. м3, конденсата — 0.54 тыс.т.

Скважина 112 вошла в эксплуатацию в феврале 2004 года с начальным дебитом 30.1 тыс. м³/сут, который в дальнейшем постепенно снизился до 19.7 тыс. м³/сут (май 2006 г.) и составил на 01.07.2007 г. — 22.72 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 29.9 млн. м³ и 2.6 тыс. т, соответственно.

Снижение дебита также произошло в скважине 114, вступившей в эксплуатацию в октябре 2004 года. Средний дебит скважины на начало эксплуатации составлял 26.2 тыс. м³/сут, увеличившись до 27.9 тыс. м³/сут в декабре месяце 2004 г., стала снижаться. Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 18.05 тыс. м³/сут, накопленная добыча газа и конденсата -20.23 млн. м³ и 1.83 тыс. т, соответственно.

Скважина 115 вступила в эксплуатацию в июле 2004 года, с начальным дебитом 15.1 тыс. м³/сут, который в ноябре месяце увеличился до 20.9 тыс. м³/сут, а затем постепенно снизился до 14.3 тыс. м³/сут (июнь 2006 г.), составив на 01.07.2007 г. 15.73 тыс. м³/сут. Из скважины с начала эксплуатации всего отобрано: газа — 19.48 млн. м³, конденсата — 1.93 тыс.т.

Скважина 118, введена в эксплуатацию в июне 2006 г. с начальным дебитом 2.0 тыс. м³/сут, который в августе снизился до 1.3 тыс. м³/сут, а на 01.07.07 составил 4.18 тыс. м³/сут. Добыча газа и конденсата за время эксплуатации скважины составила 0.75 млн. м³ и 0.05 тыс. т, соответственно.

С небольшим увеличением дебита по газу работали скважины 116 и 122.

Скважина 116 эксплуатируется с мая 2004 года, с начальным дебитом 28.1 тыс. м³/сут. Текущий дебит на 01.07.2007 г. составил 31.2 тыс. м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата на 01.07.07 составила 36.44 млн. м³ и 3.07 тыс. т, соответственно.

В феврале 2007 года в эксплуатацию ввели скважину 122, с начальным дебитом 90.3 тыс. м³/сут. В процессе эксплуатации дебит скважины постепенно увеличивался и составил на 01.07.2007 г. 96.4 тыс. м³/сут. За пять месяцев эксплуатации всего добыто: 13.68 млн. м³ газа и 1.19 тыс. т конденсата.

Среднесуточный дебит скважины 119, введенной из бурения в эксплуатацию в июне 2007 г. составил 3.03 тыс. м³/сут. Добыча скважины за месяц эксплуатации составила: газа — 0.08 млн. м³, конденсата — 0.003 тыс.т.

Восстановленная из ликвидации разведочная скважина 16-Г была введена в эксплуатацию в июне 2007 г. Дебит скважины составил 18.05 тыс. м³/сут. Всего, за месяц эксплуатации скважины добыто: газа — 0.433 млн. м³, конденсата — 0.03 тыс.т.

Режим работы газодобывающих скважин устанавливается по заданному давлению на устье. Принятое Проектом ОПЭ ограничение по устьевому давлению не ниже 6.15 МПа, на дату анализа снижено в среднем по месторождению до 5.46 МПа. Это значение соответствует уровню устьевого давления (5.1 МПа) в уточненных технологических показателях на 2007 г.

В процессе эксплуатации почти во всех скважинах наблюдается снижение дебитов газа и конденсата. Основные причины снижения дебитов скважин: во-первых, геологические причины — низкая проницаемость коллекторов; во-вторых, технологические причины — накопление жидкости на забое скважин, о чем свидетельствуют ГИС [5−7].

Мероприятия по оптимизации фонда скважин

АО «НИПИнефтегаз» в рамках «Авторских надзоров за 2003;2006 гг.» [5−7] с целью увеличения добычи газа давались рекомендации по оптимизации фонда скважин. Рабочая программа и План мероприятий по оптимизации фонда скважин включали в себя восстановление разведочных и поисковых скважин, дополнительное бурение скважин, в т. ч. бурение двуствольной скважины.

Согласно Рабочей программы с целью увеличения уровня добычи газа по месторождению и выполнения решений Технического Совещания Комитета геологии и охраны недр, заседания Научно-технического Совета (НТС) ТУ «Южказнедра», а также на основании решения НТС ТУ «Южказнедра» от 27 мая 2004 г. АО «НИПИнефтегаз» был разработан «Проект по восстановлению поисковой скважины 2 месторождения Амангельды» [22], в котором определен порядок работ по восстановлению скважины, даны рекомендации по интенсификации притока газа. Работы дали положительные результаты. Поисковая скважина 2-Г восстановлена в апреле 2005 г., средний дебит по газу за анализируемый период составил 67.5 тыс. м³/сут, по конденсату — 3.1 т/сут. На дату анализа (01.07.07) скважина эксплуатируется со средними текущими дебитами: газа — 57 тыс. м³/сут и конденсата — 4.1 т/сут. В соответствии с «Авторским надзором за 2005 г.» и согласно Рабочей программе с целью увеличения уровня добычи газа по месторождению АО «НИПИнефтегаз» также были разработаны Программы работ по восстановлению поисковой скважины 5 и разведочной скважины 6-Г, в которых определен порядок работ по их восстановлению, даны рекомендации по интенсификации притока газа в скважине 6-Г. Работы по восстановлению разведочной скважины 6-Г и вводу ее в эксплуатацию дали положительные результаты. Скважина 6-Г восстановлена в ноябре 2006 г., средний дебит по газу за анализируемый период составил 83.2 тыс. м³/сут, по конденсату — 7.6 т/сут. На дату анализа скважина эксплуатировалась со средними текущими дебитами: газа — 83.6 тыс. м³/сут и конденсата — 7.4 т/сут. В декабре 2006 г. восстановлена поисковая скважина 5 для использования в качестве наблюдательной.

Исходя из имеющегося на месторождении опыта восстановления скважин: поисковой -2-Г и разведочной — 6-Г, с целью увеличения уровня добычи газа в июне 2006 г. также восстановлена разведочная скважина 16 в качестве добывающей. На дату анализа скважина эксплуатировалась со средними текущими дебитами: газа — 18.1 тыс. м³/сут и конденсата — 1.1 т/сут.

В Авторском надзоре за 2004 год для доизучения южной части структуры, изучения изменчивости коллекторских свойств пластов в центральной части месторождения и увеличения объема добычи газа, предлагалось дополнительно пробурить 5 эксплуатационных скважин (118, 119, 120, 121, 122). За период ОПЭ пробурены четыре скважины, скважина 120 на дату анализа (01.07.07) находится в завершающей стадии бурения.

Оптимизация внутрискважинного оборудования

В период ОПЭ нижневизейского горизонта также проводились мероприятия по оптимизация внутрискважинного оборудования.

10−12.10.2005 г. на научно-техническом совещании АО «НИПИнефтегаз» совместно с ТОО «АмангельдыГаз» разработали Программу работ по восстановлению и стабилизации дебита газа по действующему фонду скважин месторождения Амангельды, согласно которой, необходимо было выполнить первоочередные мероприятия по ряду добывающих скважин. В том числе по скважине 2-Г рекомендовалось выполнить следующее: промыть забой и спустить НКТ до подошвы пласта В; изолировать затрубное пространство пакером.

Данная рекомендация по скважине 2-Г была реализована в 2006 г. В скважине 2-Г был проведен капитальный ремонт скважины. Основной причиной ремонта было восстановление работы после прекращения фонтанирования из-за накопления жидкости на забое, поступавшей из вышезалегающих водоносных пластов. С целью изоляции поступления воды из водоносных пластов при КРС был установлен пакер. После пуска в эксплуатацию и до 01.01.2007 г. скважина работала с постоянным дебитом газа и конденсата 100 тыс. м³/сут и 3.1 т/сут, что на 77.6 тыс. м³/сут и 2.7 т/сут выше, соответственно, чем до КРС и дебитом газа на 24.2 тыс. м³/сут выше, чем на начало эксплуатации. В январе-феврале 2007 г. был проведен повторный КРС по устранению негерметичности пакера, после которого дебит скважины в период до 01.07.2007 г. менялся в незначительных пределах и составил около 56 тыс. м³/сут.

2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов Месторождение Амангельды характеризуется очень сложным строением пород-коллекторов с невыдержанными по площади и разрезу коллекторскими свойствами пластов, с различными физико-химическими свойствами и составом газа и гидродинамическими характеристиками (пластовыми давлениями), что обуславливает необходимость определенного подхода к выделению объектов эксплуатации, основанном на анализе геолого-геофизической характеристики продуктивных пластов и горизонтов и учета технических и технологических возможностей их разработки.

Газоносность месторождения Амангельды связана с турнейскими, нижневизейскими, нижнесерпуховскими и пермскими отложениями. При этом залежи газа и конденсата, которые могут служить промышленными объектами разработки, установлены в нижневизейском и пермском продуктивных горизонтах и учтены Государственным балансом в 1981 г. По результатам пересмотра материалов геологоразведочных работ и новых данных бурения в 1996 году были пересчитаны геологические запасы газа по нижневизейской залежи и переутверждены в ГКЗ РК.

В Проекте ОПЭ (2001г.), для опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды, было обосновано выделение одного эксплуатационного объекта — нижневизейского горизонта.

Нижневизейский и пермский продуктивные горизонты характеризуются различными основными геолого-физическими параметрами пластов и различным составом газа (пермская залежь — азотно-гелевая). Так как на сегодняшний день разработка пермской азотно-гелиевой залежи технически и технологически невозможна, в связи с этим выделяется один эксплуатационный объект:

I объект — нижневизейский горизонт.

Основные исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 — Месторождение Амангельды. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводили, исходя из положений «Единых правил…» и анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовой системы месторождения Амангельды с использованием опыта разработки и проектирования месторождений такого типа. В качестве расчетных вариантов рассмотрены 4 варианта разработки.

Общие положения для всех вариантов разработки

Разработка I объекта (нижневизейского горизонта) будет происходить на истощение — без поддержания пластовой энергии.

Размещение скважин — по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800×800 м).

Предусмотрено бурение скважин с проектной глубиной 2350 м. Начало бурения — 2009 год.

Характеристика расчетных вариантов

1. вариант — базовый. Количество добывающих скважин — 26, в т. ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление — 5 МПа.

2. вариант. Количество добывающих скважин — 26, в т. ч. бурение 1 скважины. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

3. вариант. Количество добывающих скважин — 33, в т. ч. бурение 8 скважин. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

4. вариант. Количество добывающих скважин — 38, в т. ч. бурение 13 скважин. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 — Месторождение Амангельды. I объект (нижневизейский горизонт). Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки с учетом естественного режима истощения пластовой энергии Выбор расчетной модели данного месторождения при перечете запасов газа и конденсата выполнен, исходя из следующих основных соображений:

Расчет технологических параметров промышленной разработки эксплуатационного объекта месторождения основан на принятии режима работы залежи. В работе приведены доводы в пользу газового режима, как ожидаемого режима работы залежи, то есть неизменность во времени порового газонасыщенного объема. При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовый режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. Согласно данным «для всех продуктивных пластов месторождения Амангельды характерно развитие коллекторов в пределах газоносных полей и их выклинивание в зоне ГВК за счет вторичного цементирования порового пространства гранулярных пород с потерей ими проницаемостей». Поэтому принимаем, что в период промышленной разработки месторождения проявления водонапорного режима не ожидается.

Анализ экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям показывает различные возможные величины коэффициента газоотдачи (КИГ). Так, А. Л. Козлов считает, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторские свойства и т. д.) и начальных пластовых давлениях выше 5 МПа можно ожидать КИГ около 0.97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями КИГ составляет 0.7−0.8. В случае газового режима М. А. Жданов и Г. Т. Юдин КИГ рекомендуют принимать равным 0.9−0.95. [23]

Влияние на систему разработки месторождения и обустройство промысла оказывает характеристика потребителя (потребность в газе, требования, предъявляемые к его кондиции, обустройство промысла). Годовая потребность в газе определена АО «КазТрансГаз» в 400 млн. м³/год.

Выбор технологического режима работы скважин был сделан, исходя из условия потребления газа, давления в начале существующего магистрального газопровода, значение которого устанавливает режим заданного давления на устье скважины (поддержание заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье). Определяющим критерием технологических режимов скважин месторождения Амангельды является условие: Ру=const.

Основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений согласно работам [19, 20] прогнозируются путем совместного решения системы уравнений.

Принятая методика расчета показателей включает в себя уравнения описывающие работу системы «пласт-скважина» и необходимые замыкающие соотношения.

Зависимость средневзвешенного по объему текущего пластового давления от накопленной добычи газа определялось по уравнению материального баланса:

P (t) = Pпл. н z[P (t), Tпл ] z [ Pпл, Tпл ]1 Qдоб (t) Qн. зап, (2.2)

где: (t) — средневзвешенное текущее пластовое давление;

z [ P (t), T ^пл ] z [ P^пл, T^пл ] - коэффициенты сверхсжимаемости при давлениях

P (t) и P _плн и температуре T _пл ;

Q н. зап — начальные запасы газа;

Q_доб() — добытое количество газа за время t с начала разработки залежи. Приток газа к вертикальным скважинам определялся по двучленному уравнению:

P²(t)-P_з²(t) = а_срQ (t) + b_срQ²(t) (2.3)

где: а_ср и b_ср — средневзвешенные (по дебиту) коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Qt — текущий дебит проектных скважин к моменту времени t с начала разработки залежи.

Уравнение распределения давления по стволу работающей вертикальной газовой скважины:

Р²заб — Q ²и Р заб — Q иРуст = J (2.4)

где: e^2S — табличный коэффициент;

_п" Z²ср*Т²ср (_2S 1 В = 1.337*А₅ [e -)

d вн — общий коэффициент сопротивляемости восходящего потока газа;

Z_ср — средний коэффициент сверхсжимаемости; л — коэффициент гидравлического сопротивления; d_вн — внутренний диаметр фонтанных труб; S — параметр, определяемый по формуле:

0.3 415 *p*L

S= T z_cpT_cp(t), (2.5)

где: L — длина фонтанных труб.

Замыкающие соотношения (количество скважин, годовая добыча, устьевое давление) определяются экономической эффективностью проекта, требованиями Заказчика и необходимостью поддержания давления на определенном уровне при входе газа на установку низкотемпературной сепарации. Как было упомянуто ранее, годовая потребность в газе определена Заказчиком в 400 млн. м³. До введения турбодетандера и дожимной компрессорной станции (ДКС) устьевое давление должно поддерживаться на уровне не ниже 5 МПа, исходя из фактических устьевых давлений (5.1−5.4 МПа) месторождения Амангельды на дату анализа, что позволит обеспечить нормальную работу УКПГ.

Годовой отбор газа:

q (t) Q _изв+0.5q (t)L Q_изв (3.4.3.5)

где q (t) — среднесуточная добыча газа (по результатам опробования). Количество скважин необходимое для поддержания заданной добычи:

nt) = () ^доб K (2.6)

Количество скважин на I объекте разработки (нижневизейской залежи) месторождения при его разбуривании по расчетным вариантам принято меняющимся от 26 до 38.

При определении конечного коэффициента извлечения газа использовались нижеследующие формулы:

Конечное пластовое давление:

T_ср=е^0.3 415.—p_к (2.7)

где: p_к — конечное давление в пласте Коэффициент извлечения газа рассчитывался по формуле:

р zв = 1- к_н рнzк (2.8)

2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования Выбор техники и технологии добычи газа основан на условиях эксплуатации скважин, которые определяются исходя из геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойств флюида и заданных условий эксплуатации скважин, рекомендуемого варианта разработки.

Коллекторы месторождения представлены переслаивающимися алевролитами и аргиллитами, песчаниками плотными и песчаниками газоносными. Несмотря на то, что 35% скважин действующего фонда эксплуатируются открытым стволом с установкой щелевого фильтра, содержание мехпримесей в добываемой продукции на промысле не фиксируется.

В 2007 г. в большинстве скважин месторождения продолжается снижение среднесуточных дебитов по газу и конденсату. На дату составления проекта скважины работали при среднем устьевом давлении (Р_у) 5.7 МПа (интервал изменения от 5 до 5.8 МПа), среднем забойном давлении (Р_заб) 9.23 МПа (интервал изменения от 8.24 до 9.4 МПа), со среднесуточным дебитом по газу (Q_г) 37.1 тыс. м³/сут (интервал изменения от 3 до 107.9 тыс. м³/сут), по конденсату — 3 т/сут (интервал изменения от 0.1 до 9.3 т/сут), что ниже уточнённых показателей на 2007 г. на 2.07 тыс. м³/сут и 0.41 т/сут., соответственно.

Основными причинами меньших фактических дебитов являются: во-первых, геологические причины — низкая проницаемость коллекторов и их изменчивость по площади месторождения, во-вторых, технологические причины — накопление жидкости на забое скважин из-за недостаточной скорости потока (дебита газа) для выноса жидкости.

По данным ГИС наличие жидкости на забое отмечается в 9 скважинах (101, 103, 107, 109, 110, 112, 114, 115, 116), которая перекрывает перфорированные интервалы и снижает приток газа. Причинами наличия жидкости в скважинах 103, 107, 101, 112, 114, 115, 116 являются недостаточная очистка призабойной зоны при освоении, в скважине 110 низкий дебит (скорость потока), который не обеспечивает вынос всей жидкости из скважины. В силу чего, в скважинах и происходит накопление жидкости. В скважине 109 за счёт потери скорости на участке верх перфорации — башмак НКТ (башмак НКТ установлен выше интервала перфорации на 33 м) раздел фаз «газ+конденсат» — «газ+жидкость» находился на постоянном уровне 2276.6 м, что соответствует половине интервала залегания пачки «А» (2267.8−2282.8 м). При этом скважина работала с дебитом газа достаточным для выноса жидкости из скважины. В случае спуска НКТ до интервала перфорации раздел фаз «газ+конденсат» — «газ+жидкость» находился бы на 33 м ниже, что соответствовало бы глубине 2309.6 м (середина залегания пачки «В»), это способствовало бы увеличению притока газа.

Жидкость (конденсат) с забоя скважин в подъёмниках диаметром 60 мм выносится при дебитах газа от 37 тыс. м³/сут и выше, в подъёмниках диаметром 73 мм — от 60 тыс. м³/сут и выше. Эксплуатация газовых скважин проводилась, в основном, (18 скважин) с НКТ диаметром 73 мм, в 3-х (101, 106 и 118) — с комбинированной колонной НКТ диаметром 73 и 60.3 мм, в скважинах: 110, 121 и 122 с НКТ диаметром 60.3 мм. При этом, скважины оборудованные НКТ диаметром 73 мм, работали со средними градиентами давлений в подъёмнике 0.0017 МПа (от 0.137 до 0.279 МПа/м), диаметром 60.3 мм — 0.198 МПа (от 0.169 до 0.231 МПа/м), с комбинированной колонной НКТ диаметром 73 и 60.3 мм — 0.182 МПа (от 0.156 до 0.256 МПа/м).

По состоянию на 01.07.2007 г. из 23 действующих добывающих скважин, только 6 скважин: 104, 108, 109, 121, 122, 6-Г работают с дебитом газа 107.9, 74.6, 99.6, 65.5, 96.4, 61 тыс. м³/сут, соответственно, достаточным для выноса жидкости с забоя скважин, в остальных скважинах происходит накопление жидкости на забое, для удаления которой проводятся регулярные продувки скважин на УКПГ. Наличие жидкости на забое скважин обуславливает необходимость проведение испытаний других способов её удаления.

Для стабилизации и восстановления дебита газа в период пробной эксплуатации на 8 (101, 103, 105, 106, 107, 110, 111, 2-Г) скважинах были проведены КРС, из них на скважинах 105 и 110 дважды. В скважинах: 101, 103, 105, 110 КРС были связаны с дополнительной перфорацией и реперфорацией существующих интервалов перфорации, в скважине 106 — с бурением второго ствола, в скважине 107 — с промывкой забоя и спуском НКТ до подошвы пласта «В», в скважине 111 и повторный КРС в скважинах 105 и 110 — с радиальным бурением, в скважине 2-Г — с изоляцией водопритока из ранее перфорированного, вышележащего водоносного горизонта с использованием пакера. Результаты КРС приведены в главе 6.3.5.

На основе анализа данных работы скважин в период пробной эксплуатации определены условия эксплуатации скважин, влияющие на выбор техники и технологии добычи газа.

По рекомендуемому к реализации 3 варианту, скважины до 2009 г. должны эксплуатироваться при среднем значении забойного давления 6.65 МПа, в дальнейшем до 2017 г. при среднем значении забойного давления 4.47 МПа. Учитывая, что проектируемые забойные давления гораздо ниже давления конденсации газа (давление конденсации близко к пластовому давлению), в скважине будут создаваться условия движения двухфазного потока. При выпадении из потока конденсата возможны осложнения при добыче, связанные с накоплением его на забое, что может привести к снижению дебита газа. Для выявления осложнений такого рода и разработки мероприятий по их предупреждению и устранению, в условиях разработки данного месторождения, необходимо рассмотреть характер и условия выпадения и возможного накопления конденсата на забое.

Для расчёта критической скорости выноса жидкости с забоя можно использовать формулу, выведенную на основе статистической обработки экспериментальных данных с учётом промысловых исследований [21]:

V_кр = 10 ?(45- 0.0455 ?Р_заб)⁴? ~jР_заб, (2.9)

где Р_заб — забойное давление, 0.1 МПа.

Скорость газового потока необходимая для выноса конденсата с забоя, с учётом коэффициента запаса 1.2, при Р_заб = 6.67 МПа составляет 3.74 м/с, при Р_заб = 4.17 МПа-4.76 м/с.

Поскольку газ в газовой залежи находится под большим давлением (Р_пл=23.7 МПа), то при вскрытии пласта он способен фонтанировать с большой скоростью. Таким образом, добыча газа и конденсата на месторождении будет производиться фонтанным способом, обусловленным запасом пластовой энергии и режимом разработки залежи. Правильность эксплуатации и обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважин заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньших гидравлических и технологических потерях. Для создания таких условий фонтанирования необходимо выбрать и обосновать фонтанный подъёмник (компоновку лифта) и согласовать работу пласта и подъёмника, учитывая проектные параметры (Q_г, P_у, P_заб, А, В), а также подобрать соответствующее наземное и подземное оборудование.

Обоснование устьевых и забойных давлений, выбор режимов эксплуатации скважин. Обоснование выбора подъёмного лифта Решение задачи по определению и установлению оптимального режима работы скважин, а также выбор необходимого оборудования для его обеспечения связаны с проведением гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах с условием минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите. Кроме того, выбор оборудования и режима работы скважин, для данного месторождения, проводится с учётом выноса с забоя скважины твёрдых и жидких частиц и возможной минимизации скоростного эрозионного потока.

При забойном давлении 6.67 МПа жидкость (конденсат) с забоя скважин в подъёмниках с наружным диаметром 60.3 мм, 73 мм и 88.9 мм будет выноситься при дебитах более 60 тыс. м3/сут, 79 тыс. м3/сут и 104 тыс. м3/сут, соответственно. При этом минимальный дебит при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважин составит 5.31 тыс. м3/сут, 8.17 тыс. м3/сут, 12.27 тыс. м3/сут, соответственно, в подъёмниках с наружным диаметром 60.3 мм, 73 мм и 88.9 мм.

Поскольку в НКТ с наружным диаметром 60.3 мм создаются более выгодные условия выноса жидких с забоя (при более низких дебитах) следует считать его обоснованным по забойным условиям работы подъёмника.

Для построения характеристической кривой работы подъёмника (зависимость давления на забое скважины от устьевого давления, с учётом свойств пласта и флюида) используется графоаналитический метод, который основан на получении кривых изменения давления в колонне НКТ при различном дебите. Характеристическая кривая работы подъёмника рассчитана для среднего значения середины интервала перфорации, средних показателей рекомендуемого варианта, исходя из геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов, свойств флюида и технологических условий разработки месторождения.

Рисунок 2.1 — Зависимость скорости потока от дебита газа (Р_заб = 6.67 МПа) Рисунок 2.2 — Зависимость скорости потока от дебита газа (Р_заб = 4.17 МПа) В таблице 2.13 приведена предлагаемая компоновка фонтанного лифта с указанием толщины стенок и глубины спуска НКТ.

Таблица 2.13 — Компоновка колонны насосно-компрессорных труб Выбор одноступенчатой компоновки лифтовой колонны, её размеры и глубина спуска основаны на том, что она обеспечивает:

максимальную отдачу скважины;

установку в скважине подземного оборудования, обеспечивающего эффективную и безопасную эксплуатацию скважины (пакер);

проведение необходимых исследовательских и ремонтных работ;

проведение в скважинах геолого-технических мероприятий (промывки, физико-химической обработки пласта и НКТ;

достаточную сопротивляемость всем нагрузкам, возникающим в ходе различных операций, которые могут проводиться в течение всего срока службы скважины.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обусловлена тем, что при спуске над интервалом (на разную величину) возможна потеря дебита, поскольку увеличивается на этом участке трение на скольжение и уменьшается скорость потока, особенно в скважинах с невысокими дебитами. При спуске НКТ, перекрывая интервал перфорации, увеличивается возможность повреждения башмака колонны за счёт прямого воздействия мехпримесей, поступающих из пласта с флюидом (за счёт эрозии скоростного потока). Кроме того, не возникает опасность прихвата башмака колонны НКТ на забое.

Прочностной расчёт, рекомендуемой колонны НКТ проведён в соответствии с РД 39−1-306−79 «Инструкция по расчёту колонны насосно-компрессорных труб». На месторождении целесообразно применять для фонтанного подъёмника трубы марки «Д» по ГОСТ 633–80 гладкие с высаженными концами, рассчитанные по пределу текучести для равнопрочной одноступенчатой колонны по допустимой глубине спуска (3564 м). При расчёте учитывались дополнительные нагрузки при установке пакера и освоении скважины. Расчёт на прочность и предельная глубина спуска одноступенчатой колонны, составленной из труб одинаковой прочности при максимальных толщинах стенки, проведён с коэффициентом запаса прочности на растяжение 1.373. По стандарту API этой марке, соответствуют трубы С-75, с учётом величины растягивающих нагрузок, при которых напряжение в теле достигает предела текучести.

Обоснование выбора устьевого и внутрискважинного оборудования

Устьевое оборудование

Устьевое оборудование фонтанных газовых скважин выбирается исходя из условий рекомендуемого варианта Проекта разработки и условий эксплуатации месторождения.

Этим условиям отвечает фонтанная арматура крестового типа на рабочее давление 35 МПа, с условным проходом стволовой части ёлки — 80 мм и боковых отводов 65 мм, с ручным и автоматическим способом управления запорными устройствами (АФ6А — 80×65×35 по ГОСТ 13 846–84 или соответствующая ей по классификации АНИ). Боковые выкиды арматуры оборудуются штуцеродержателями для установки щтуцеров и фонтанными клапанами или дроссельными устройствами. Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

панели управления (для автоматического закрытия задвижек центральной и отводящих линий), с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах;

систему нагнетания химреагентов в скважину, на случай применения антикоррозионной защиты внутренней поверхности НКТ.

Внутрискважинное оборудование Условия эксплуатации газоконденсатного месторождения (глубина залегания продуктивных объектов, характеристика пород коллектора) определяют выбор подземного оборудования. Для наилучшего использования пластовой энергии и продления режима фонтанирования все добывающие скважины предлагается оборудовать пакером. В результате чего исключатся потери скорости, что будет способствовать выносу жидкости с забоя, будут предупреждены межколонные перетоки при негерметичности колонн и муфтовых соединений выше интервала перфорации и возможна защита внутренней части эксплуатационной колонны и наружной НКТ от воздействия агрессивных компонентов. Выбор типа трубного пакера связан с конструкцией скважины и компоновкой подъёмного лифта, а также с условиями его работы (возможность проведения работ по интенсификации с помощью гибких труб, геофизических исследований и других технологических операций). В этих условиях, наиболее надёжным, является гидравлический съёмный пакер диаметром 136−140 мм, с диаметром проходного отверстия 76 мм, на рабочее давление 35 МПа. Надпакерное кольцевое пространство, в целях защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной НКТ, рекомендуется заполнять жидкостью (например, на основе CaCl₂), обработанной ингибитором коррозии, поглотителем кислорода и антибактериальным средством.

В компоновку подземного оборудования также входят: циркуляционный клапан, располагаемый под пакером (возможно в виде скользящей муфты), один установочный патрубок (ниппель), расположенный под пакером, для посадки глухой пробки и направляющая воронка, необходимая для спуска на забой приборов исследования.

Учитывая, что при эксплуатации скважин данного месторождения могут возникнуть осложнения, связанные с накоплением жидкости на забое, особенно в скважинах с низкой продуктивностью, необходимо предусмотреть мероприятия по минимизации этих осложнений. Для удаления жидкости скапливающейся на забое газовых скважин имеются различные методы, которые могут быть опробованы с целью определения самого эффективного для условий месторождения Амангельды. Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на: механические (плунжерный лифт, различные модификации газлифта, автоматизированные продувки, диспергаторы и др.) и физико-химические (пенообразующие реагенты). Жидкость с забоя скважин может удаляться непрерывно и периодически. Выбор метода удаления жидкости обусловлен, геолого-промысловой характеристикой месторождения, конструкцией скважин, количеством и причинами поступления жидкости из пласта в скважину. В условиях месторождения непрерывное удаление жидкости является более приемлемым, т. к скважины эксплуатируются при пластовом давлении ниже давления конденсации и жидкость (конденсат) поступает на забой непрерывно.

Однако первоначально предлагается скважины оборудовать пакером, НКТ спустить до интервала перфорации, как рекомендовано ранее в [3−7] и в настоящем Проекте разработки.

2.5 Состояние антикоррозионных мероприятий на месторождении и анализ эффективности. Виды коррозии, агрессивность рабочих сред и мероприятия по борьбе с коррозией на период промышленной разработки Причиной возникновения осложнений при эксплуатации газоконденсатных скважин на месторождении является сложный и взаимосвязанный характер факторов: компонентного и фазового составов флюида и транспортируемой продукции, особенности геологического строения пласта и режима работы залежи, технологический режим работы скважин, термодинамические и технологические параметры процессов, природно-климатические условия и пр.

Состав и термодинамические параметры эксплуатации являются основными факторами, определяющими уровень коррозионной активности флюида.

Текущая коррозионная активность рабочих сред скважин Продукция скважин месторождения Амангельды — газоконденсатная смесь и углеводородный газ. В рамках Авторского надзора за реализацией ОПР в течение ряда лет с целью количественной оценки коррозионной активности продукции скважин специалистами АО «НИПИнефтегаз» были проведены лабораторные исследования по общепринятой методике. Скорость коррозии образцов определялась в среде скважинного газа и газа сепарации, товарной продукции.

По результатам исследований за 2005 год уровни коррозионной активности скважинного и товарного газа, а также газа сепарации оцениваются 3-мя баллами по десятибалльной шкале коррозионных условий (ГОСТ 9.908−85) и характеризуются как слабокоррозионные среды. Результаты по коррозионной активности скважинного газа, полученные в рамках авторского надзора за реализацией ОПЭ за 2003 год, превышают последние более чем на порядок, что вероятнее всего, было связано с дроссельным эффектом при отборе пробы газоконденсатной смеси на выкиде через 30-ти миллиметровый штуцер. На газоконденсатных скважинах в настоящее время наблюдается накопление жидкости в стволе скважины вследствие изменения фазового состояния углеводородной смеси или поступления воды к забою скважины. Так как коррозионные процессы в газовой фазе реализуются в условиях конденсации влаги, то и уровни коррозии в таких условиях будут более высокими.

В настоящем Проекте компонентные составы пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получены по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115. По результатам физико-химических исследований содержание углекислого газа в составе пластового газа соответствует расчетному парциальному давлению 0.025 МПа при давлении начала конденсации. Данным значениям парциального давления углекислого газа в условиях сепарации конденсата по классификации Американского Нефтяного Института (АНИ) соответствует потенциал углекислотной коррозии, оцениваемый как маловероятный.

Ранее в суточных рапортах наличие кислорода в составе газа отмечалось для всех проб газа, отобранных на устье («сырого») и газа сепарации («сухого») в количестве 0.21−0.94 и 0.15−0.38% мольных соответственно, а также в товарной продукции. В текущих пробах кислород не обнаруживается.

При данных значениях парциальных давлений коррозионно-активного компонента в добываемом газе в условиях скважины (на текущий момент добыча из скважин производится при давлениях ниже давления конденсации, что обусловливает сепарацию конденсата и воды практически в ПЗП) потенциал углекислотной коррозии реализуется в виде электрохимической коррозии незначительной интенсивности, практически на уровне допустимой коррозии.

Пластовая вода среднеюрских и меловых горизонтов представляет собой рассолы хлоридно-кальциевого типа. Минеральный состав и величина минерализации были оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов газонасыщенных коллекторов продуктивных горизонтов. Коррозионная активность пластовых вод обусловлена содержанием хлорид-, сульфати бикарбонат-ионов, превышающих предел для допустимой коррозии (в частности, по хлорид-ионам — в сотни раз, по содержанию сульфатов и ионов железа — в полтора раза).

Технологические факторы, влияющие на степень коррозионной угрозы При осуществлении бурения и вскрытия пластов, опробования и испытания скважин возникла необходимость в интенсификации пластов-коллекторов для увеличения притоков газа с использованием конденсатно-кислотной эмульсии с применением кварцевого песка для осуществления ГРП. При этом возникали осложнения, связанные с пескопроявлением скважин. Пескопроявления инициируют эрозионно-коррозионные процессы, особенно при турбулентном потоке флюида (такой характер течения газового потока обусловлен существующим уровнем отбора газа). Интенсивному пескопроявлению подвержены и водяные скважины, нередко простивающие из-за потери работоспособности по этой причине.

В условиях скважин при скоростях отбора газа, не обеспечивающих однородность потока, происходит конденсация воды в ПЗП скважины. Большую коррозионную угрозу для скважин представляет не наличие устойчивого двухфазного потока газожидкостной смеси, а парогазовая смесь, степень воздействия которой определяется влагоемкостью (влагосодержанием) газа, содержащего в своем составе кислый газ (считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60%, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60% возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии).

Как известно, влажность и наличие кислых газов способствуют гидратообразованию, осложняющему эксплуатацию скважин, приводящему к отказам в системе добычи и сбора. Расчетные температуры гидратообразования в термодинамических условиях скважин составляют 15.5−16.5°С. В целях предотвращения гидратообразования в выкидные линии низкодебитных скважин вводится метанол.

Метанол рекомендуется как наиболее эффективный реагент, однако, увеличивая в значительной степени растворимость солей, метанол в присутствии воды участвует в коррозионном процессе, что приводит к увеличению интенсивности коррозионного процесса. Вследствие сосуществования четырех фаз (причем в числе гидратообразователей в газе месторождения входят коррозионно-активные двуокись углерода в газообразном и растворенном видах и минерализованная вода), возникают потенциально активные коррозионные зоны. Насыщение водометанольной смеси кислыми газами облегчает протекание всех видов коррозии. Метанол вместе с добываемой продукцией и водой, выносимой из скважин, проходит по всей технологической цепочке. Применение этого реагента является фактором, повышающим коррозионную угрозу, как для скважин, так и для систем сбора и транспортирования неподготовленных газа и газожидкостной смеси.

В настоящий момент метанол применяется с дозировкой от 170 до 450 л/сут. Согласно документу нормативный расход метанола для подачи его в поток низкодебитных скважин составляет 2.9 л/сут. Для уменьшения коррозионного воздействия водометанольной смеси следует пересмотреть количество вводимого метанола для приведения его в соответствие с нормативным расходом смеси.

Проектные решения по предупреждению коррозионных осложнений при эксплуатации газоконденсатных скважин, систем сбора и внутрипромыслового транспорта и подготовки газа и газожидкостных смесей

Защитные мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин. На стадии промышленной эксплуатации месторождения надежность эксплуатации скважин и системы сбора в достаточной степени обеспечивается применением технологических и специальных методов защиты.

Общим требованием коррозионного мониторинга является качественный цементаж скважин в условиях перемежающегося пластования водоносных горизонтов в рыхло сложенных породах — особенности геологического строения пласта месторождения Амангельды.

Проблемы коррозии в газовых и газоконденсатных средах связаны с конденсацией водной фазы. Следует обеспечить антикоррозионный режим эксплуатации (соответствующий расход флюида — скорость выше критической с целью выноса конденсированной воды и твердых частиц из ПЗП). Для уменьшения влагосодержания газа, содержащего кислый газ, и конденсированной воды при транспортировке (основные и сточные коммуникации) ввод осушителя целесообразно перенести на устье скважины с вводом в межтрубное пространство известными способами. Этот метод применим в период относительно безводной эксплуатации месторождения.

Материал для внутрискважинного оборудования по структурно-механическим свойствам, коррозионной стойкости должен соответствовать требованиям для работы в условиях кислых сред.

Для внутрискважинного оборудования новых скважин рекомендуются углеродистые и низколегированные стали при соответствии твердости материалов нормативам по сопротивляемости к общей коррозии (в частности — углекислотной), к коррозионному растрескиванию, возникающему при превышении порогового парциального давления углекислого газа в 0.05 МПа (наблюдаемое для некоторых скважин месторождения — 0.102−0.072 МПа [3]) в присутствии хлоридов. К применению могут быть рекомендованы обсадные и насосно-компрессорные горячекатаные или подвергнутые закалке и отпуску трубы из нелегированных или низколегированных сталей марок Д (С-75−11), J-55, К-55, N-80 последние — при ужесточении требований по механическим свойствам. Трубы из низколегированной стали марки SМ-80SU обладают стойкостью к общей коррозии на уровне материала труб общего назначения, производимых по стандартам АНИ. При применении труб с содержанием хрома -12−14% и углерода — 0.18−0.22% перечисленных групп прочности применение дополнительных защитных мероприятий не требуется. Использование труб группы прочности Д (С-75−11) требует применения комплекса защитных мероприятий.

При пакерной конструкции газовых скважин межтрубное пространство должно быть заполнено ингибированной или коррозионно-неактивной жидкостью, в частности, углеводородной, с утяжелителем.

Антикоррозионные мероприятия по защите трубопроводных коммуникаций и оборудования в системе сбора, подготовки газа для магистрального транспортирования.

Надежную эксплуатацию на стадии промышленной разработки месторождения обеспечит применение технологических методов в сочетании со специальными методами защиты от коррозии:

соответствующий расход продукции (однородность потока) при транспортировании с целью обеспечения антикоррозионного режима эксплуатации газопроводов;

применение осушителей газа с целью снижения температуры гидратообразования и предотвращения коррозии газопроводных труб при транспортировании;

выполнение технических и технологических требований к газопроводным коммуникациям и конденсатопроводам, транспортирующих неподготовленные газ и конденсат, оборудованию установок подготовки газа и конденсата;

применение механических устройств для очистки полости газопровода;

при любой коррозионной агрессивности грунта для подземных газопроводов, транспортирующих газ любой степени подготовленности — применение электрохимической защиты методом катодной поляризации.

Общей рекомендацией для безотказной транспортировки продукции является извлечение влаги на возможно ранних стадиях транспортирования. Для условий эксплуатации газопроводной системы сбора в зависимости от требуемой степени (точки росы) объемы вводимого осушителя должны быть скорректированы с учетом количества осушителя, используемого на скважинах. При выборе метанола в качестве осушителя необходима организация жесткого коррозионного мониторинга, который позволит своевременно принять меры по защите от коррозии.

Технические и технологические требования к газопроводным и трубам нефтяного сортамента.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих кислые газы, применяются углеродистые и низколегированные трубы, которые должны отвечать ряду требований.

Трубы должны быть бесшовными. Металл труб должен иметь высокую однородность по механическим свойствам. Должна быть предусмотрена нормализация или закалка/отпуск поставляемых бесшовных труб/фитингов со специфическим ограничением содержания серы уровнем 0.015%. Исполнение соединительных деталей трубопроводов и запорной арматуры должно быть из тех же сталей, что и трубопроводы, и поставляться в штампованном или штампосварном исполнении. Толщина стенки трубопровода, работающего в условиях контакта с влажным газожидкостным потоком, содержащим кислый компонент, должна быть рассчитана с допуском на общую коррозию. При этом должна предусматриваться термообработка готовых изделий (отпуск) и проверка качества основного металла (ультразвуковой контроль) и сварных заводских соединений.

Трубы должны подвергаться 100%-ному неразрушающему контролю.

Для газопроводов применимы трубы, изготовленные из низколегированной, спокойной, полностью раскисленной стали, обработанной кальцием или с добавками редкоземельных металлов. При этом эквивалент углерода не должен превышать 0.38%.

Прочностные показатели металла труб могут быть в пределах норм APJ5LX для трубопроводных сталей. Механические свойства металла труб нефтяного сортамента должны соответствовать группам прочности С-75, L-80, С-95 (по АНИ 5АС) с лимитированием верхнего предела текучести (у_п? 0.8у_о 2). Выкидные линии скважин и основной коллектор могут быть изготовлены из низколегированной углеродистой стали, соответствующей стали 20 российского стандарта ТУ-8731−74. Эти технические условия удовлетворяют требованиям MR-01−75 стандарта NACE по сопротивляемости кислотной коррозии. Применение углеродистых сталей возможно для транспортирования осушенного газа, очищенного конденсата.

Шлейфы скважин, промысловые линии, подводящие продукцию к входным сепараторам, работают в условиях возможного выпадения водной фазы. Скорость коррозии, ожидаемая при превалирующих кислых условиях, зависит от содержания кислого газа и режима течения, содержания воды и степени ее конденсации на стальной поверхности. Входной сепаратор, теплообменники, сепараторы для дегазации конденсата, установка НТС, колонна стабилизации конденсата, рабочей средой которых является газожидкостная смесь, будут подвергаться воздействию влажного газа, жидкостной углеводородной и высокоминерализованной водной фаз, содержащих кислый компонент. Газопроводы от входных сепараторов, газовые линии газа дегазации конденсата, установки НТС, подвергаются действию ограниченной влажности, которая зависит от конденсации влаги из газа при его охлаждении. Трубопроводные линии и оборудование блока подготовки воды и регенерации ДЭГа будут подвержены воздействию минерализованной воды, содержащей кислый компонент.

Материал для изготовления коммуникаций и оборудования подготовки газа и конденсата должен обладать определенным комплексом свойств, отвечающим требованиям для работы в кислых средах.

Требования к электрохимической защите (ЭХЗ) сооружений

На месторождении для защиты выкидных линий от подземной коррозии используется катодная защита. Катодное питание трубопроводов осуществляется тремя станциями ЭХЗ типа В-ОПЕ-ТМ-1−100−48, расположенными в непосредственной близости от входного манифольда через блоки БДРМ-25−2-22-УХЛ1, установленные на станциях.

Предусматривается установка четвёртой станции типа В-ОПЕ-ТМ-1−100−48 для защиты вновь вводимых в эксплуатацию скважин.

Системы катодной поляризации должны поддерживать защитные потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений.

Капитальный ремонт скважин: график и классификация капитального ремонта скважин, продолжительность капитальных ремонтов скважин В течение опытно-промышленной эксплуатации все скважины работали со снижением среднесуточных дебитов по газу и конденсату. Как отмечено в главе 6.2, одними из основных причин является техническое состояние колонн (заколонные перетоки к подошве нижнего интервала перфорации, нарушения колонн и негерметичности муфт колонны) и технологические причины — накопление жидкости на забое скважин из-за недостаточной скорости потока (дебита газа) для выноса жидкости.

Согласно условиям, принятым в данном проекте, скважины будут эксплуатироваться с низкими устьевыми давлениями (снижение забойных давлений), при которых возможно подтягивание воды из нижележащего водоносного горизонта по заколонному пространству (скважины 101, 103, 107) и через негерметичность колонн (скважины 112, 113, 114, 116) и в муфтовых соединениях (скважина 115). При этом из-за недостаточной скорости потока (дебита газа), необходимой для выноса жидкости, будет происходить её накопление на забое и возможно прекращение фонтанирования. На дату составления проекта в скважинах 101, 103, 109 столб жидкости плотностью 0.9−1.2 г/см³ перекрывает все коллекторы продуктивного пласта (пачки «А», «Б» и «В»), в скважинах 107, 115 и 116 — пласта «В», что обуславливает проведение ремонтных работ (КРС) по изоляции водопритока в выше перечисленных скважинах. Помимо этого для улучшения условий фонтанирования и продления режима фонтанирования все добывающие скважины предлагается оборудовать пакером, НКТ спустить до интервала перфорации, как рекомендовано в главе 6.2. В результате чего исключатся потери скорости, что будет способствовать выносу жидкости с забоя, будут предупреждены межколонные перетоки при негерметичности колонн и муфтовых соединений выше интервала перфорации и возможна защита внутренней части эксплуатационной колонны и наружной НКТ от воздействия агрессивных компонентов.

Исходя из вышеизложенного, предлагается график проведения ремонтных работ:

В первую очередь провести ремонт в скважине 108, которая эксплуатируется по затрубному пространству, что при наличии МКД запрещено. Затем в скважинах 101, 103, 113, 109, 110, 107, 112, 114, 115, 116 работающих через столб жидкости, очерёдность проведения изоляционных работ определяет заказчик. Перед проведением КРС в скважинах необходимо провести исследования АКЦ, ГК, ЛМ по оценке состояния колонн, ГИС-к (в статическом и динамическом режимах) с обязательным выполнением методов: РГД, РИС, ННК, шумометрии для определения источника поступления воды в ствол скважины. По результатам исследований выполнить работы по устранению источника поступления воды в ствол скважины (изоляция заколонного пространства закачкой цемента при отсутствии заколонного перетока установкой пакера). При проведении КРС глушение скважины проводить не глинистым раствором, а жидкостью глушения некольматирующей продуктивные горизонты.

Продолжительность капитальных ремонтов определяется по нормам времени на проведение намечаемых работ по видам. Из-за отсутствия норм времени на виды работ продолжительность КРС не определялась.

Таблица 2.14 — График проведения КРС и предлагаемые виды работ при проведении КРС

2.6 Разработка рекомендаций по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ППД) За время промышленной разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения Амангельды наблюдались изменения в работе скважин, связанные с межколонными давлениями (МКД).

Общими причинами для всех месторождений, способствующими возникновению МКД в скважине, является совокупность следующих факторов:

— низкое качество цементирования межколонных пространств (МКП), т. е. плохое сцепление цемента с поверхностью обсадных колонн;

образование каналов в цементном кольце в результате его растрескивания в процессе эксплуатации и при проведении каких-либо воздействий на пласт, а также от температурных колебаний при пусках и остановках скважин;

негерметичность обсадных колонн;

— негерметичность колонной головки в местах установки уплотнительных элементов.

Для избежание осложнений, связанных с МКД в процессе эксплуатации скважин необходимо обеспечить безопасные условия их работы. Для этого в период промышленной разработки месторождения АО «Амангельдыгаз» осуществлял еженедельный мониторинг за скважинами с МКД в соответствии «Программой управления скважинами с межколонными давлениями на месторождении Амангельды», с записью о регистрации работ на скважинах в специальном журнале.

В соответствии с «Методикой определения категорий аварийных скважин с межколонными давлениями на месторождении Амангельды» произведен расчет ПДД и определена категория опасности скважины с МКД. По проведенным расчетам ПДД, на скважинах наблюдаемые МКД меньше 25% от ПДД и относит их к 4 группе опасности.

На 01.07.2007 г. при эксплуатации скважин 16-Г, 101, 102, 103, 105, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 122 наблюдались МКД между эксплуатационной и технической колоннами, а также технической колонной и кондуктором. Давление в межколонных пространствах зарегистрировано между эксплуатационной и технической колонной на скважине 119, 121. Скважины 104, 106 работают с МКД между технической колонной и кондуктором. На скважине 111 не выявлено МКД.

На месторождении рост величины МКД устраняли периодическим стравливанием межколонного флюида.

Кроме того, выявлена группа скважин 2-Г, 6-Г, 114, 117 которые согласно методике соответствуют 3 категории опасности.

Расчет Предельно Допустимого Давления (ПДД)

За основу расчета предельно допустимых давлений принята «Методика определения категорий аварийных скважин с межколонным давлением на месторождении Амангельды», разработанная институтом АО «НИПИнефтегаз». Для скважин месторождения Амангельды, находящихся в эксплуатации на 01.07.2007 г., проведен расчет ПДД и определена категория опасности скважин с МКД. В таблице 6.3.7.1 представлены основные параметры обсадных колонн, плотности флюидов и другие сведения необходимые для расчета. В таблице 6.3.6.2 приведены результаты расчетов давления для определения ПДД. В таблице 6.3.6.3 приведены предельно допустимые и наблюдаемые давления на скважинах с МКД, предполагаемые причины возникновения и рекомендации по устранению МКД.

Рекомендации

С целью осуществления контроля и обеспечения безопасности введения работ на скважинах с МКД и учитывая, что на месторождении выявлены скважины с 3 и 4 группой опасности, рекомендуется проведение следующих работ:

Категория 3 — на скважинах 2-Г, 6-Г, 114, 117 провести работы по оценке состояния скважин, провести газогидродинамические исследования, при необходимости составить план ремонтных работ для ликвидации (или устранения) источника МКД, провести акустическую цементометрию скважин. После завершения работ продолжить наблюдение с еженедельным мониторингом и стравливанием давления. Категория 4 — на скважинах 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 112, 113, 115, 116, 118, 119, 121, 122 проводить еженедельный мониторинг давлений в межколонных пространствах и стравливания межколонного флюида.

2.7 Требования к конструкциям скважин Исходя из горно-геологических условий бурения проектируемых скважин, с учетом опыта бурения ранее пробуренных скважины на месторождении Амангельды и в соответствии с требованиями «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан» [27], «Единых правил охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан» [28], «Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан» [9], предусматриваются следующие конструкции скважин.

Направление 426 мм х 30 м. Устанавливается с целью предотвращения размыва устья скважины циркулирующим буровым раствором при бурении под кондуктор и канализации восходящего потока бурового раствора в циркуляционную систему. Цементируется до устья.

Кондуктор 324 мм х 450 м. Устанавливается для перекрытия верхних неустойчивых отложений и предотвращения гидроразрыва пород под башмаком кондуктора в процессе ликвидации возможных нефтегазоводопроявлений при бурении под промежуточную колонну и герметизации устья скважины. Устье скважины после спуска кондуктора оборудуется противовыбросовым оборудованием. Цементируется до устья.

Промежуточная колонна 244.5 мм х 1200 м. Устанавливается для перекрытия надсолевых отложений, соли и подсолевой части нижнепермских отложений, из которых возможны незначительные притоки азотно-углеродного газа с аномально высоким давлением, а так же для обеспечения возможности перехода на другую систему буровых растворов меньшей плотности для вскрытия продуктивных горизонтов с меньшей аномальностью с целью сохранения коллекторских свойств пласта. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна 168.3 мм х 2500 м. Устанавливается для разобщения пластов и обеспечения добычи газа. Цементируется до устья.

Рекомендуемая конструкция скважин приведена в таблице 2.15.

Таблица 2.15 — Рекомендуемая конструкция скважин На каждой проектной скважине глубины спуска обсадных колонн будут устанавливатся по результатам ГИС.

В целях повышения продуктивности скважин на месторождении Амангельды планируется бурение скважин двумя стволами: вертикальным пилотным стволом и одним наклонно-направленным. Рекомендуется пробурить вертикальный пилотный ствол до кровли турнейского яруса до глубины 2300−2350 м. После проведения полного комплекса ГИС и проведения испытания продуктивного горизонта, вертикальный пилотный ствол зацементировать с установкой цементных мостов. Далее с глубины 2180−2020 м провести зарезку наклонно-направленного ствола с зенитным углом в пределах 300−600, с отходом от вертикали до 500 м. После проведения полного комплекса ГИС в наклонно-направленном стволе и испытания скважины, эксплуатацию скважины производить в зависимости от полученных результатов. Глубины спуска обсадных колонн будут устанавливаться по результатам ГИС. Окончательные решения по конструкции проектных скважин, типе и компонентном составе бурового раствора, технологии цементирования и высоте подъема цемента за колоннами, а также методе освоения для каждой конкретной скважины будут приняты при разработке технических проектов на строительство скважин.

3. Экономическая часть

3.1 Обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными технологическими показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта, исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта газа и конденсата, полученными при анализе исходных экономических показателей, нормативами эксплуатационных затрат.

При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов:

нормативы для расчета затрат на производство;

нормативы для расчета платежей в бюджет.

Для расчета операционных и текущих расходов по месторождению на проектный период использованы как нормативы по указанному предприятию, в соответствии со структурой и уровням затрат и тенденцией их изменения, которые сложились на момент анализа, так и удельные затраты по проектам-аналогам. Кроме того, при необходимости, для определения нормативов использованы результаты технологических расчетов на проектный период.

В расчете участвуют нормативы нескольких видов, в зависимости от рода расходов:

— Условно-постоянные, приходящиеся на:

1 скважину среднегодового действующего фонда;

1 работника ППП;

1 работника АУП;

1 работника в целом по предприятию (ППП+АУП).

— Условно-переменные, приходящиеся на:

1 тонну добываемых углеводородов (конденсат + газ);

1 тыс. м³ сырого природного газа;

1 тонну выхода конденсата;

1 тыс. м³ выхода сухого газа;

1 тыс. м³ добытого сырого газа и др.

— Постоянные расходы, в тысячах долларов в год.

В составе вспомогательных материалов, используемых на промысле, учтены затраты на:

трубы;

задвижки;

запчасти;

воду (питьевую, на хозяйственно-бытовые нужды и нужды технологических процессов и техническую, на нужды промысла);

горюче-смазочные материалы (ГСМ);

и прочие материалы.

Удельный расход химреагентов определен по расходу на соответствующий технологический процесс.

Нормативы затрат на химреагенты (метанол, терминол, диэтиленгликоль и т. д.) рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса, прошедшей подготовку, например: грамм на тонну конденсата или грамм на тыс. м³ газа.

Исходными данными для определения нормативов затрат на электроэнергию на собственные нужды приняты фактические потребности электроэнергии на добычу, в системе подготовки, сбора и транспорта углеводородов. При необходимости приняты показатели, полученные в соответствии с технологическими расчетами или по аналогии с другими предприятиями газовой промышленности.

Учтено также потребление электроэнергии на прочие нужды — в офисе, вахтовом поселке, освещение прожекторами на промысле, затраты вспомогательных служб и т. д.

Для определения нормативов расходов углеводородов на собственные нужды, а также их потери на всех этапах производства, использованы фактически сложившиеся уровни затрат и показатели технологических расчетов.

Проектирование налоговых обязательств, которые несет предприятие, осуществлялось по принятым в качестве нормативов ставкам налогов и других обязательных платежей. Величина нормативов определена в соответствии с Налоговым режимом, принятым в заключенном Контракте на недропользование.

Технологические нормативы за весь период остаются неизменными, так как, за весь проектируемый период изменение типов установок, оборудования и оснастки — не предусмотрено. Поэтому, количество потребляемых энергоносителей, например, электроэнергии, воды, тепла, газа и т. п., приходящееся на единицу мощности, в представленных расчетах на протяжении проектного периода остаются неизменными.

3.2 Экономические показатели вариантов разработки Основные подходы и допущения В данном разделе приведен расчет экономической эффективности четырех вариантов проекта промышленной разработки по месторождению Амангельды.

Варианты, предлагаемые на рассмотрение, отличаются темпами разработки и технологическим режимом скважин, выражающемся в различном количестве пробуренных скважин и различным уровнем устьевого давления скважин, что приводит к различным темпам отбора извлекаемых запасов и, следовательно, в конечном итоге, варианты отличаются уровнями извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК).

Расчетный срок по четырем вариантам разработки составляет 84 года с 2008 по 2091 гг.

Предлагается пробурить следующее количество новых скважин:

вариант — 1;

вариант — 1;

вариант — 8;

вариант — 13.

За начало расчета принят 2008 год.

Добытый газ предполагается подготавливать на УКПГ. Продуктами подготовки газа являются:

— сухой газ;

— конденсат.

Сухой газ, за вычетом расходов на собственные нужды, подается по трубопроводу для нужд населения.

Конденсат продается на местный рынок.

Разница между соответствующими вариантами обусловлена разницей в стоимости капитальных вложений (либо бурение новой скважины) и затрат обусловленных объемом капитальных вложений (амортизационных отчислений, затрат на капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание скважин и т. д.).

В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как расходов, связанных с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты) и валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

В результате экономических расчетов определен прибыльный период — тот период, когда предприятие, при принятых условиях и допущениях, будет работать безубыточно, т. е. когда необходимые расходы будут покрываться получаемыми доходами.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составляет:

вариант — 50 лет;

вариант — 53 года;

вариант — 47 лет;

вариант — 37 лет.

Для технических и хозяйственно-бытовых нужд на промысле используется вода из артезианских скважин.

Для питьевых нужд сотрудников на промысле и в офисе предусмотрена покупка питьевой воды.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Также принято, что на весь проектный период обменный курс национального банка Республики Казахстан будет неизменным.

При расчете нормативов принят курс за 2006 год, равный среднегодовому значению в 126.5 тенге/$ США. На момент начала расчета курс составил — 120 тенге/$ США.

Расчет произведен как в текущих (с учетом инфляции), так и в расчетных (с учетом дефляции) ценах.

Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в размере 3%, для цен на конденсат и газ принята в размере 2% в год. Так как год начала инфляции одинаков и для цен на продукцию, и на стоимость капвложений и эксплуатационных затрат, то цены с учетом дефляции выступают, в данном случае, как неизменные цены.

Сравнение вариантов происходило по результатам расчетов показателей в ценах с учетом инфляции, кроме специально оговоренных случаев, когда применим только результат, очищенный от ее влияния.

За срок начала инфляции принято начало 2008 года по показателям нижневизейского горизонта и начало первого расчетного года по пермскому горизонту.

Капитальные вложения Стоимость строительства определялась в соответствии с «Основными положениями по определению сметной стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, составлению сводных сметных расчетов и договорных цен на строительную продукцию», утвержденными постановлением коллегии Минстроя Республики Казахстан от 28 мая 1996 года.

Стоимость бурения новых скважин, стоимость ввода разведочных скважин — принята по данным Заказчика.

Расчет капитальных вложений для разработки нижневизейского горизонта проводился по следующим направлениям:

затраты на бурение новых добывающих скважин;

обустройство новых добывающих скважин;

выкидные линии;

реконструкция УКПГ.

дороги к новым скважинам;

прочие расходы.

Наименьший объем капитальных вложений (без НДС в ценах с учетом инфляции) потребуются для 1-го и 2-го варианта — 7.1 млн $. Наибольший объем капитальных вложений (без НДС в ценах с учетом инфляции) потребуются для 4-го варианта 38.4 млн $.

Эксплуатационные затраты Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными технологическими показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта, исходя из технологии и техники подготовки продукции.

В результате постоянного совершенствования системы бухгалтерского учета в Республике Казахстан, в настоящее время расходы, связанные с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты), разделяются на расходы, относимые на себестоимость продукции (работ, услуг) и на расходы периода.

Расходы, относимые на себестоимость продукции, включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода, в свою очередь, включают в себя общепроизводственные и административные расходы и расходы по реализации продукции. Многие статьи затрат одинаковы по своей сути в этих указанных группах. Т. е., например, в обеих группах есть затраты на материалы. Только в группу затрат, включаемых в себестоимость продукции, относятся материалы, необходимые непосредственно на промысле, а в затратах периода — включаются материалы общепроизводственного назначения. Тоже можно сказать и о других статьях, например: расходы по оплате труда, на электроэнергию, отчислений на амортизацию и т. д.

Расходы, относимые на себестоимость продукции включают в себя расходы на:

обслуживание скважин;

материальные производственные затраты;

амортизационные отчисления производственных фондов;

обслуживание и текущий ремонт основных фондов;

капитальный ремонт основных фондов;

оплату труда промышленно-производственного персонала;

налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции;

услуги сторонних организаций и затраты производственного характера, необходимые на промысле;

услуги сторонних организаций и затраты непроизводственного характера, необходимые на промысле;

затраты на грузоперевозки и снабжение;

страхование основных фондов;

прочие необходимые затраты.

В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, зависимые, в основном, от количества скважин, включены:

диагностика оборудования;

пуско-наладочные работы;

услуги геологического характера;

геофизические исследования скважин;

услуги механоэнергетической службы;

сервисное обслуживание объектов;

операции с использованием спецтехники;

услуги автоматической системы управления;

тарификация и обслуживание приборов;

метрология;

и т. п

3.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта С точки зрения экономики, анализу подвергнуты четыре варианта промышленной разработки. Сравнение основных технико-экономических показателей вариантов разработки представлено в таблице 5.1, интегральных показателей в ценах с учетом инфляции в таблице 5.2. Дополнительно был рассчитан вариант с ценой продажи газа 70 $/тыс.м³ без учета НДС. Расчет этого варианта представлен в таблицах 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составит:

Из таблиц сравнения видно, что уровень основных интегральных показателей по вариантам отличаются незначительно и основные технологические показатели близки по своим значениям.

Добыча сырого природного газа по вариантам за рассматриваемые периоды имеет следующий уровень в млн. м³:

Т.о. видно, что максимальное количество газа, за расчетный период составляет по четвертому варианту, за прибыльный период по третьему варианту.

Ввод новых скважин по вариантам планируется в следующем количестве:

Вариант 1 — 1;

Вариант 2 — 1;

Вариант 3 — 8;

Вариант 4 — 13.

Суммарная выручка от продажи продукции (общий доход), в ценах с учетом инфляции, в целом за прибыльный период, по вариантам составит, млн. долларов:

По третьему варианту выручка от продажи продукции за прибыльный период будет максимальной, что связано с наибольшей продолжительностью прибыльного периода, а по четвертому варианту — минимальной.

Средняя за рассматриваемые периоды себестоимость и суммарные эксплуатационные затраты, на добычу сырого газа, в ценах с учетом инфляции, за прибыльный период, по вариантам составят, $/тыс.м³

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении работ Предусматривается ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами. Основными мероприятиями являются:

· предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях на объектах газои конденсатопроводах, в системе сбора и внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной арматурой, включающейся автоматически;

· трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ;

· для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки;

· запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации;

· для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией;

· во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе;

· газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности;

· оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 450С, должны быть теплоизолированны или ограждены;

· производственные помещения должны быть обеспечены отоплением. Принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии СНиП 2.04.05−86 и ВНТПЗ-85.

4.2 Охрана недр и окружающей среды Задачами законодательства Республики Казахстан в области охраны окружающей среды являются регулирование отношений в сфере взаимодействия общества и природы, с целью улучшения качества окружающей среды, рационального использования и воспроизводства природных ресурсов, укрепления законности и правопорядка.

Планирование мероприятий по охране окружающей среды осуществляется инициатором хозяйственной деятельности. Мероприятия по охране недр и окружающей среды в совокупности с оценкой воздействия разработки месторождения на другие объекты окружающей среды — атмосферу, поверхностную гидросферу, флору, фауну, должны обеспечить формирование системы экологических показателей, позволяющих объективно отразить всю совокупность, последствий техногенного вмешательства в окружающую среду в районе месторождения.

Природоохранная деятельность на месторождении — это реализация основных принципов сохранения нормативного качества окружающей среды:

контроль соответствия проектной и иной документации по природоохранному законодательству РК;

применение передовых технологий для снижения техногенной нагрузки на окружающую среду в процессе эксплуатации месторождения;

проведение научно-исследовательских работ по изучению влияния эксплуатации месторождения на окружающую среду;

разработка природоохранных мероприятий.

Прогноз и оценка значимости воздействия разработки месторождения на окружающую среду, представляет собой наиболее важную стадию, целью которой является установление того, какие изменения могут произойти в результате осуществления каждой из альтернатив.

4.3 Природно-климатические условия Климат региона резко континентальный с жарким, сухим, продолжительным летом и холодной малоснежной зимой.

Континентальность климата проявляется в больших колебаниях метеорологических элементов в их суточном, месячном и годовом ходе.

Для климатической характеристики изучаемого района использовались многолетние данные ближайшей метеорологической станции Уюк. Непосредственно месторождение «Амангельды» расположено севернее Уюка и Байкадама, между метеостанциями Уланбель и Уюк.

Температурный режим воздуха формируется под влиянием радиационного баланса, циркуляционных процессов и сложных условий подстилающей поверхности. На территории исследуемого района лето жаркое и продолжительное. Среднемесячная температура самого жаркого месяцы июля составляет 26.2^оС, а средний максимум 34.4^оС, абсолютный — +46^оС. Суточные колебания температуры воздуха достигают 14−16^оС. Зимой температуры имеют отрицательные значения, так средняя температура самого холодного месяца января составляет -8.2^оС, а средние из минимумов температуры воздуха января — 13.3^оС, абсолютный минимум -49^оС.

Влажность воздуха. Относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, меняется в течение года в широких пределах. Относительная влажность < 30% и более 80% считается дискомфортной. Так, в рассматриваемом районе среднемесячная относительная влажность летом достигает 28−34%, а зимой — 72−86% и составляет 153 дня с влажностью менее 30% и 60.3 дня с влажностью более 80%.

Ветровой режим. Для изучаемого района, как и для всей области, характерны частые ветры восточного и западного направления. Наибольшую повторяемость за год имеют ветры восточного направления. Годовая скорость ветра в районе исследований 2.8 м/сек. В теплый период сильные ветры вызывают пыльные бури, а в холодный — метели. Более наглядное представление о характеристике распределения ветра по румбам дает роза ветров, представленная на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 — Роза ветров (по данным метеостанции Уюк) Атмосферные осадки. Засушливость — одна из отличительных черт климата района. Осадков выпадает мало, и они распределяются по сезонам года крайне неравномерно: 60% всех осадков приходится на зимне-весенний период. Осадки летнего периода не имеют существенного значения, как для увлажнения почвы, так и для развития культурных растений.

Снежный покров незначителен и неустойчив; образуется он во второй — третьей декаде декабря. Средняя высота его 10−25 см. Устойчиво снег лежит 2.5 месяца. Средние запасы воды в снеге составляют 30−60 мм.

Изучаемый регион отличается выраженной засушливостью с годовым количеством осадков 236 мм. Характер годового распределения месячных сумм осадков также неоднороден: летом 5−17 мм, зимой 17−37 мм. Осадки ливневого характера с грозами и градом наблюдаются в теплое время года. Зимой ливневые осадки наблюдаются значительно реже.

Характеристика климатических, метеорологических условий и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере (СНиП 2.01.01. -82) представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Характеристика климатических, метеорологических условий и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере

4.4 Охрана атмосферного воздуха Характеристика источников выделения загрязняющих веществ Система сбора и подготовки природного газа и конденсата на газоконденсатном месторождении Амангельды, предназначена для очистки и осушки природного газа перед подачей его в газопровод, а также для стабилизации углеводородного конденсата перед его вывозом с объекта.

В связи со снижением давления газа на входе Центральной установки подготовки газа (ЦУПГ) перепад давления на дроссельном клапане не позволяет охладить газ до температуры минус 10 °C. Для требуемого охлаждения газа и его подготовки в соответствии с ОСТ 51.40−93 предлагается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором подавать сжиженный природный газ из УСПГ-5.5.

В процессе стабилизации конденсата образуются газы выветривания в буферной емкости и газы деэтанизации в колонне стабилизации, направляемые на факел. Для недопущения потерь такого ценного сырья и улучшения экологической обстановки предлагается утилизация факельных газов со строительством дожимной компрессорной станции (ДКС) и подачей компримированного газа на УСПГ-5.5.

На месторождении Амангельды существующая Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) состоит из следующих основных систем:

Входной манифольд.

Система замерного сепаратора.

Система низкотемпературной сепарации.

Система подогрева товарного газа.

Система стабилизации конденсата.

Система аварийной дегазации конденсата.

Система впрыска и регенерации диэтиленгликоля.

Система теплоносителя.

Система измерения расхода газа.

Резервуары склада конденсата с насосной.

Система топливного газа.

Факельное хозяйство.

Система компримирования воздуха.

Основными источниками выбросов загрязняющих веществ атмосферу на месторождении Амангельды будет являться технологическое оборудование, задействованное в системе подготовке газа и конденсата.

При подготовке газа и конденсата на месторождении Амангельды загрязнение предполагается в результате выделения:

легких фракций углеводородов от технологического оборудования (компрессоры, скважины, насосы, сепараторы и т. д.);

продуктов сгорания попутного газа (печь, дежурная горелка).

Все источники выбросов можно разделить на организованные и неорганизованные.

Источникам организованных выбросов присвоены четырехзначные номера, начиная с 0001, а неорганизованным источникам выбросов с 6001.

В соответствии с технологической схемой основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при подготовке газа и конденсата будут являться:

добывающие скважины — 33 шт., источник № 6001−6033;

дожимная компрессорная станция ДКС — источник № 6034;

газгольдер — источник № 6035;

входной манифольд — источник № 6036;

замерной сепаратор — источник № 6037;

входной сепаратор — источник № 6038;

теплообменник (газ — конденсат) — источник № 6039;

теплообменник (газ — газ) — источник № 6040;

низкотемпературный сепаратор — источник № 6041;

трехфазный сепаратор (первый разделитель) — источник № 6042;

трехфазный сепаратор (второй разделитель) — источник № 6043;

теплообменник (конденсат) — источник № 6044;

буферная емкость конденсата — источник № 6045;

колонна стабилизации — источник № 6046;

ребойлер колонны стабилизации — источник № 6047;

аппарат воздушного охлаждения (охладитель конденсата) — источник № 6048;

теплообменник ДЭГ — источник № 6049;

выветриватель ДЭГ — источник № 6050;

колонна регенерации ДЭГ — источник № 6051;

ребойлер ДЭГ — источник № 6052;

насосы ДЭГ — источник № 6053;

система подогрева товарного газа — источник № 6054;

емкость конденсата — источник № 6055;

насос перекачки конденсата — источник № 6056;

насос возврата дегазированного конденсата — источник № 6057;

узел учета конденсата — источник № 6058;

узел учета товарного газа — источник № 6059;

сепаратор ТДА — источник № 6060;

турбодетандер — источник № 6061;

подогреватель теплоносителя — источник № 0001;

дежурная горелка — источник № 0002;

подогреватель ДЭГ — источник № 0003;

насосная станция конденсата — источник № 0004;

печь котельной на УКПГ — источник № 0005.

Анализ расчетов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Для количественной и качественной оценки выбросов загрязняющих веществ проведен расчет выбросов загрязняющих веществ от каждого источника с учетом проектной максимальной добычи газа на период промышленной разработки месторождения Амангельды.

Расчеты выбросов загрязняющих веществ выполнены для всех источников организованных и неорганизованных выбросов. Расчеты выбросов вредных веществ в атмосферу выполнены в соответствии с:

техническими характеристиками применяемого оборудования;

" Сборника методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами", Алматы 1996 г.;

РД 39−142−00, МНП «Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от нефтегазового оборудования» ;

Программа «Факел», входящая в систему УПРЗА «Эколог», принятая в РК.

РНД 211.2.02.09−2004 Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. Астана 2005 г.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от оборудования, представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу Как показали проведенные предварительные расчеты, общий валовый выброс загрязняющих веществ в период промышленной разработки месторождения Амангельды составит 7.5121 г/сек, 253.8599 т/год. Распределение по вкладам загрязняющих веществ представлено в таблице 4.3.

Таблица 4.3 — Распределение по вкладам загрязняющих веществ Утилизация газа В 2006 году для АО «Амангельды Газ», была разработана и согласована «Программа по утилизации факельного газа месторождения Амангельды» .

Согласно «Программы…» для утилизации факельного газа на месторождении Амангельды наиболее целесообразными этапами реализации технологии полной утилизации факельного газа являлось:

— Переработка с получением сжиженного товарного газа и отправкой остатка на хозяйственно-бытовые нужды.

— Переработка с получением сжиженного товарного газа и химических продуктов На первом этапе утилизация основной части факельного газа предусматривает создание производства сжиженного углеводородного газа — пропан-бутановых смесей. Это позволит достичь высоких экологических и технико-экономических показателей. Таким образом, реализация первого этапа Программы приведет к значительному снижению объема сжигания газа на факеле.

Факел на ЦУПГ, функционирующий в непрерывном технологическом процессе подготовки газа для сброса аварийных газов в режиме пилотной горелки, на первом этапе возможно использовать для сжигания остаточного газа ГРУ.

Реализация этапов Программы предусматривает полную утилизацию без сброса остатка газа на факел.

Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

использование современного оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

предусмотреть герметизированную систему сбора с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях;

трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ;

автоматизация технологических процессов подготовки газа и конденсата, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

применение на всех резервуарах устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

применение прогрессивных технологий и материалов;

обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;

проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;

усиление мер контроля работы основного технологического оборудования;

применение оборудования, труб, арматуры и деталей в антикоррозионном исполнении;

при наступлении неблагоприятных метеорологических условий — осуществление комплекса мероприятий с целью снижения объемов выбросов;

проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

Осуществляемый контроль за технологическими процессами подготовки газа обеспечивает стабильность работы всего оборудования и срабатывание предупредительной сигнализации в случае неисправности одного из заданных режимов, позволяет обслуживающему персоналу предотвратить аварийную ситуацию.

Все сигналы оповещения, предусмотренные на месторождении, выводятся с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора. Автоматическая система управления также связана с системой выявления загазованности или возгорания, которые срабатывают автоматически.

4.5 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения Поверхностные воды Поверхностные водные источники на территории месторождения Амангельды отсутствуют.

Подземные воды Для обеспечения потребности в воде для бытового и технического водоснабжения месторождения Амангельды, оцененного в количестве 1−1.5 л/сек, перспективными являются водоносные горизонты палеогеновых отложений. Дебиты воды водозаборных скважин определены в количестве до 45 м³/ сут.

Участками изученная территория характеризуется неглубоким залеганием подземных вод, что в условиях аридного климата ведет к широкому развитию процессов заболачивания и местами засолению почвы и грунтов. Засоление в основном отмечается в низовьях реки Талас. А также на периферии конусов выноса, где подземные воды выклиниваются или залегают близко от дневной поверхности. Тип засоления изменяется, преимущественно, от гидрокарбонатно-сульфатного и сульфатно-хлоридного. На пониженных участках рельефа накапливаются снеготалые дождевые воды, при испарении которых на поверхности остаются белые налеты и тонкие корки соли.

Наиболее близкое залегание уровня подземных вод отмечено в пойме реки Талас, долинах речек и ручьев, на орошаемых землях. А также в близи каналов.

Заключение

Разработку месторождения Амангельды осуществляет ТОО «АмангельдыГаз» .

Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 180 км к северу от города Тараз.

Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау.

В рамках «Проекта промышленной разработки газоконденсатного месторождения Амангельды» рассмотрены 4 варианта разработки.

Разработка нижневизейского горизонта будет происходить на режиме истощения пластовой энергии. Размещение скважин — по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800*800 м).

вариант — базовый. Количество добывающих скважин — 26, в т. ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление — 5 МПа.

вариант. Количество добывающих скважин — 26, в т. ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

вариант. Количество добывающих скважин — 33, в т. ч. бурение 8 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

4 вариант. Количество добывающих скважин — 38, в т. ч. бурение 13 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008;2009 гг. — 5 МПа, с 2010 г. — 3 МПа.

Разбуривание месторождения проектируется осуществлять вертикальными скважинами. Проектная вертикальная глубина составляет 2350 м. Порядок бурения скважин выбран с учетом производственных мощностей организации, осуществляющей разбуривание, а также темпа обустройства скважин. Начало бурения 2009 год.

Рекомендуемым вариантом промышленной разработки месторождения Амангельды выбран вариант 3.

1. Мамбетов У. М., Филипьев Г. П., Копкина Л. Н и другие. «Отчет по подсчету запасов природных газов месторождений Амангельды и Айракты в Муюнкумской впадине Чу-Сарысуйской депрессии (Джамбульской области Казахской ССР) по работам за 1971;1981 гг.» .

2. Мамбетов У. М., Филипьев Г. П., Копкина Л. Н. и другие. «Дополнение к отчету запасов природных газов месторождений Амангельды и Айракты в Муюнкумской впадине Чу-Сарысуйской депрессии от 22.02.1982 г.» .

3. Протокол № 8884 заседания Государственной комиссии по запасам природного газа при Совете Министров СССР от 27.11.1981 г.

4. Бигараев А. Б., Воронкова Л. С. и другие. Отчет по пересчету запасов газа нижневизейского продуктивного горизонта месторождения Амангельды Жамбылской области Республики Казахстан по состоянию на 01.09.1996 г.

5. Протокол № 46 Пленарного заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Министерстве геологии и охраны недр Республики Казахстан от 09.10.1996 г.

6. Технико-экономическая оценка совмещенной разведки и добычи углеводородного сырья по месторождениям Амангельды и другие в Жамбылской области, фонды г. Алматы, сентябрь 2000 г.

7. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений/-М.: Недра, 1975.

8. Коротаев, Ю. П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений/ Ю. П. Коротаев, С. Н. Закиров, -М.: Недра, 1981.

9. Ширковский А. И., Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений /- М.: Недра, 1987.

10. Ширковский А. И., Добыча и подземное хранение газа/ А. И. Ширковский, Г. И. Задора, М.: Недра, 1974.

11. Требин Ф. А., Добыча природного газа/ Ф. А. Требин, Ю. Ф. Макогон, К. С. Басниев. — М.: Недра, 1976.

12. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов/ М.: Недра, 1980.

13. Макогон, Ю. Ф. Гидраты природных газов/-М.: Недра, 1974.

14. Кнунянц, И. Л. Справочник химика. Советская энциклопедия / -М.: 1988.

15. Дегтярев, Б. В. Борьба с гидратообразованиями при эксплуатации газовых скважин в северных районах / -М.: Недра, 1976. (Пункт 5.2)

16. Контракт на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000.

17. Комплексная характеристика пастбищ пустынной зоны Казахстана. Институт ботаники АН Казахстана. — Алматы.: 1990 г.

18. Фаизов, К. Ш. Почвы пустынной зоны Казахстана.

19. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин./ - М.: Недра, 1971.

20. Леонтьев, И. А. Основы надежности систем добычи газа / Леонтьев И. А., Журавлев И. Г. -М.: 1975.

21. Хауслер, Р. Г. Комплексный подход к решению проблем коррозии при производстве нефти и газа. -М.: 1985.

22. Лутошкин, Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды/ -М.: Недра, 1977. 192 с.

23. Басниев, К. С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата/ -М.: Недра, 1985, 246 с.

24. Серед, Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика/-М.: Недра, 1986, 325 с.

25. Лобков, А. М. Сбор и подготовка нефти и газа на промысле/ -М.: Недра, 1968, 285 с.

26. Закон РК «Об охране окружающей среды» от 15.06.97.

27. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК. Утв.18.06.96. № 746.

28. Пособие по составлению раздела проекта (рабочего проекта) «Охрана окружающей природной среды» СНиП 1.02.01−85.

29. «Положение о порядке проектирования и эксплуатации зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов хозяйственнопитьевого назначения и подземные источники хозяйственно-питьевого водоснабжения», Москва, 1983 г./3/

30. РНД 03.3.0.4.01−96 «Методические указания по определению уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами отходов производства и потребления», утв. Министерством экологии и биоресурсов РК, Алматы-1996.

31. РД 39−148 052−518−86 «Временная инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ» .

32. ГОСТ 12.1.005−88 «Гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» .

33. РД 52.04.186−89. «Руководство по контролю загрязнения атмосферы» .

34. ГОСТ 12.1.014.84. «Исследование атмосферного воздуха экспресс-методами стандартными индикаторными трубками» .

35. РД 39−147 103−365−86 «Инструкция по рекультивации земель» .

36. НРБ 96 «Нормы радиационной безопасности» .

37. ОСП 96 «Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующего излучения» .

38. РД 39−2-1220−84 «Требования по защите работающих при строительстве скважин в особых условиях» .

39. «Рекомендации по снятию плодородного слоя при производстве горных, строительных и других работ», утв. Минсельхозом, 1983.

40. Джанпеисов, Р. Эрозия и дефляция почв Казахстана / -Алматы, 1977.

41. Бекенов, А. Анализ пустынной фауны млекопитающих Казахстана.//Экология и поведение млекопитающих Казахстана", Алма-Ата: Наука, 1988. 166−183 с.