Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 6


Поскольку по своим геолого-технологическим показателям сеноманские месторождения мало отличаются друг от друга, в ка­честве примера можно взять газовое месторождение Медвежье. Месторождение эксплуатируется в технологическом режиме па­дающих дебитов, фактическая депрессия на пласт изменяется в пределах от 0,05 до 0,3 МПа, в редких случаях до 0,45 МПа. Пре­дельно допустимая депрессия на пласт составляет 0,45 - 0,5 МПа.

С начала эксплуатации месторождения проводятся гидрохи­мический контроль по всему эксплуатационному фонду скважин, газогидродинамические исследования, а в последние 16 лет специ­альные газогидродинамические исследования с объемным опреде­лением наличия в пластовой продукции жидкости и механических примесей.

Исследованиями определено, что преимущественно в первые 6-12 месяцев после бурения и капитального ремонта скважин и при появлении в продукции достаточного объема пластовых вод, раз­рушение пласта коллектора происходит при пластовых депрессиях значительно меньших предельно допустимых.

На основе проводимых исследований ежеквартально рассчи­тываются технологические режимы работы для каждой конкретной скважины, основным ограничением для которых является обнару­жение в продукции скважины пластовой воды и мех. примесей.

При появлении в продукции пластовой воды прочностные характеристики пласта снижаются в среднем на 80 %.

Однако, слабая сцементированность сеноманских отложений определяет наличие в продукции следов мех. примесей и при со­блюдении технологических режимов.

В составе механических примесей присутствуют цемент, твердые частицы технологических растворов, продукты разруше­ния пласта.

Согласно СТП 1409-09-85, допускается содержание в потоке газа (для внутрипромысловой газосборной системы) мех. примесей 5 мг/м3 (кратковременно до 15 мг/м3), жидкости - 0,4 см33. Со­гласно ОСТ 51.40-83 газы горючие природные подаваемые в маги­стральный газопроводы могут содержать - мех. примесей до 3 мг/м3, влаги - 3 мл/м3. Исходя из уровней добычи на месторождении Мед­вежье в период 1995-2000 гг., по оценочным расчетам (согласно ОСТ) из скважины могло быть вынесено более 1,2 тыс. т песка. Фактическая величина выноса вдвое ниже (табл. 1).

14


Таблица 1

Оценочный показатель среднегодового фонового выноса жидкости и мех. примеси при придельно допустимом содержании в потоке газа - 0,4 см23, 5 мг/м3 соответственно (согласно СТП 1409-09-95)

Годы

Медвежье

жидкость, м

мех. примеси, т

1995

19626,2

245,3277

1996

20379,3

254,7412

1997

16229,9

202,8742

[   1998

16748,2

209,3526

1999

15563,8

194,5475

2000

14316,8

178,9606

1028643

1285,8037

Фактический показатель среднегодового фонового выноса жидкости и мех. примеси в потоке газа

Годы

Медвежье

жидкость, м3

мех. примеси, т

1995

8604,6

43,0

1996

10114,5

172,8

1997

11071,8

113,4

1998

10558,0

70,2

1999

7282,8

178,2

2000

6249,0

168,5

53880,7

746,1

Гидрохимический анализ осуществляется путем отбора проб пластовой жидкости по эксплуатационному фонду скважин и оп­ределением химического состава жидкости. Наличие пластовой во­ды контролируется содержанием ионов хлора и подтверждается микроэлементами йода и брома, с помощью экспертной программы "WODA" рассчитывается процентное содержание поровой и пла­стовой воды в продукции скважин. Учитывая, что общее содержа­ние в продукции поровой воды составляет 89,5 %, незначительное присутствие пластовой воды надежно контролируется увеличением ионов хлора (табл. 2).

15


Сводная таблица показателей по влаге ГП 1 -9


Таблица 2