Материал: Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов на основе исследований керна из скважин 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл (снизу вверх).

XIII^б пласт вскрыт на глубинах 1357 - 1451 м, общая толщина пласта изменяется от 17 до 23 м, эффективная - от 13,4 до 21,8 м, газонасыщенная - от 13,4 до 15 м. Керн отобран в скважине 7 Зл и 8 Зл.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, светло-серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,07 мм, содержание пелитовой фракции порядка 24 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,4 - 29,3 %, по керосину - 28,5 - 29,7 %, проницаемость - 0,00169 - 0,013 мкм².

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 17,5 - 20,6 %. Открытая пористость по пластовой воде - 27,3 - 28,7 %, по керосину - 26,8 - 30,7 %, проницаемость - 0,002 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XIII^а пласт вскрыт на глубинах 1334 - 1421 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 29 м, эффективная - от 16,6 до 25,8 м, газонасыщенная - от 6,3 до 16,6 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, тонкозернистые, от серых до темно-серых, слабо и средне сцементированные, с плохой и средней отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 - 0,08 мм, содержание пелитовой фракции 18,9 - 25,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 29,2 -32,5 %, по керосину - 25,3 - 28,0 %, проницаемость - 0,007 - 0,017 мкм².

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,7 - 22,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,1 - 29,3 %, по керосину - 25,8 - 27,4 %, проницаемость - 0,0017 - 0,0035 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные, отмечаются тонкие прослои песчаника. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-2 пласт вскрыт на глубинах 1306 - 1387 м, общая толщина пласта изменяется от 20 до 23 м, эффективная - от 4,6 до 8,9 м, газонасыщенная - от 2,7 до 8,9 м. Керн отобран в скважине 6, 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками и алевролитами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, мелко-тонкозернистые, разнозернистые, средне-тонко-мелкозернистые, серые, слабо и средне сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,07 - 0,14 мм, содержание пелитовой фракции 14,5 - 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 23,8 - 31,6 %, по керосину - 23,8 - 28,0 %, проницаемость - 0,006 - 0,037 мкм².

Алевролиты темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

XII^б-1 пласт вскрыт на глубинах 1293 - 1360 м, общая толщина пласта изменяется от 9 до 11 м, эффективная - от 1,2 до 8,1 м, газонасыщенная - от 1,9 до 8,1 м. Керн отобран в скважине 7 и 8.

Пласт представлен песчаниками, алеврито-песчаниками, плохо отсортированной глинисто-алеврито-песчаной породой (хлидолитами), алевролитами и глинами.

Песчаники тонко-мелкозернистые, серые, слабо сцементированные, с плохой отсортированностью зерен, медианный размер зерен 0,06 мм, содержание пелитовой фракции 23,9 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 28,2 %.

Алеврито-песчаники темно-серые, слабо и средне сцементированные, отсортированность зерен средняя, содержание пелитовой фракции 20,5 %. Открытая пористость по пластовой воде - 25,5 %, по керосину - 22,0 %, проницаемость - 0,0018 мкм².

Хлидолиты темно-серые, средне сцементированные, содержание пелитовой фракции 25,4 %. Открытая пористость по пластовой воде - 28,3 %, по керосину - 27,0 %, проницаемость - 0,0009 мкм².

Алевролиты серые, темно-серые, средне сцементированные. Петрофизические свойства алевролитов не изучались.

Глины темно-серые, слабо уплотненная. Петрофизические свойства глины не изучались.

.3.2 Нижние пределы коллекторских свойств

Нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, расчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 0,001 мкм²; глинистость - 33 %, остаточная водонасыщенность - 82,5 %.

Нижний предел проницаемости равный 1 мкм² характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для одновозрастных продуктивных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным, из-за не достаточности исходного материала.

1.4 Физико-химические свойства и состав свободного газа

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО «Востокгеология» проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.

Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно ГОСТа, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов.

Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 %. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06 - 1,04 %, пропаном - 0 - 0,18 %, бутанами - 0 - 0,09 % и пентанами 0 - 0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН₄ > С₂Н₆ > С₃Н₈ > С₄Н₁₀ > С₅Н_12.

В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,027 %.

Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно от 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIII^б пласт), объемный коэффициент снижается соответственно с 0,0086 до 0,0070.

В целом, по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей, в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана, и повышенное содержание азота.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (И.С.Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН₄ >75 %, С₂Н_6+в < 25 %), азотный (N₂ - 5 - 15 %), низкоуглекислый (СО₂ < 2 %), низкогелеевый (He <0,1 %). Сероводород в газах отсутствует.

Вследствие повышенного содержания азота, теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет Q_в = 33640 - 35280 кДж/м³, Q_н = 30300 - 31780 кДж/м³. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным, поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами, представляющими интерес для нефтехимической промышленности.

.5 Запасы свободного газа

Запасы свободного газа по Южно-Луговскому месторождению от 1.12.03 года.

Начальные запасы газа составляют:

по категории С₁ - 1776 млн. м³

по категории С₂ - 321 млн. м³

На 1.01.05 года накопленная добыча газа категории С₁ составляет 122 млн. м³ и потери 10 млн. м³ по категории С₂ (VII пласт Северный блок).

Остаточные запасы свободного газа на 1.01.05 года составляют:

по категории С₁ - 1654 млн. м³

по категории С₂ - 311 млн. м³

2 Техническая часть

.1 Анализ конструкции скважин

.1.1 Наземное устьевое оборудования газовых скважин

В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматура предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846 - 84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рисунок 4) типовых схем фонтанной арматуры: четыре - тройниковые, две - крестовые.

По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.

По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:

а) нормальное (температура рабочей среды от - 40 до + 120° С);

б) коррозионно-стойкое: углекислотостойкое K₁ (объемная доля CO₂ не более 6 %); сероводородостойкое К₂ (объемная доля CO₂ и H₂S не более 6 % каждого компонента); сероводородостойкое К₃ (объемная доля CO₂ и H₂S свыше 10 %, но не более 26 % каждого компонента);

в) термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120° С);

г) хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже - 40° С).

Рисунок 4 Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насосно-компрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.

Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств, для спуска глубинных приборов и оборудования.

Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одно или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.

При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой - по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое - рабочее.

В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.

Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов.

С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры - пробковый кран с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.

Фонтанная арматура с прямоточными задвижками, служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.

В арматуре, рассчитанной на условное давление 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика - на муфте. В арматуре с рабочим давлением 70 МПа и условным диаметром 50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры - на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.

Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины.

Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы: проходные пробковые краны с условным диаметром 65 мм и рабочим давлением 14 МПа и уплотнительной смазкой; прямоточные задвижки с условным диаметром, равным 65; 80; 100 и 150 мм, устьевым давлением, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением; прямоточные задвижки с условным диаметром 50 мм и 80 мм, рабочим давлением 70 МПа с двухпластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций. В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации фонтанную арматуру.

Колонные головки изготовляют двух типов: однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну; двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески представляют собой три - шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - то же, но с использованием резьбовых соединений.

Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов: ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб; ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб. Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижнюю колонную головку, присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам: с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой. Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.