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 см³/м³. 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 см²/м³, 5 мг/м³ соответственно (согласно СТП 1409-09-95)

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