Газодобывающей промышленности

       По  товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м³, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.

       1.6 Водоносность 

       Карачаганакское месторождение располагается в  пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассейна.

       В осадочном чехле бассейна выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа /надсолевой и подсолевой/, разделённых  региональным водоупором – соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Изученная часть подсолевого этажа сложена карбонатной толщей, нижнепермско-каменноугольного возраста, представляющей собой единый подсолевой водонапорный комплекс. Водовмещающими породами в отложениях нижнемелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста являются прослои песков и песчаников. В триасовом водоносном комплексе четыре резервуара мощностью от 140 – 450 м, характеризуются хорошими коллекторскими свойствами (пористость 21 – 31%) и плотность воды от 1163 кг/м³ на глубине 150 м, до 1186 кг/м³ на глубине 2100 м. В гидрогеологическом отношении подсолевой этаж изучен до глубины 4900 м, в законтурной зоне Карачаганакского НГКМ и до глубины 5333 м непосредственно в контуре месторождения.

       Пластовые воды имеют плотность 1161 – 1190 кг/м³. Минерализация 232,5 - 279,0 г/л, рН 5,5-5,6; хлоридный натриевый и хлоридный кальциево-натриевый состав относится к хлористо-кальциевому типу. Эти рассолы в гидрохимическом отношение близки к рассолам отложений того же возраста Оренбургского газоконденсатного месторождения. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам  6, 8, 13, 14, 17, 21, 23, 24, 27, 28, 29, 33, 35. Из них собственно пластовую воду иногда с незначительной примесью нефти вскрыли скважины № 8, 21, 27, 28, 35. Этими скважинами вода получена с глубин от 5237 м до 5333 м. Во всех этих скважинах вода изливалась. Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49,0 м³/сут. Устьевые статические давления составляют 2,290 - 3,303 МПа. 

       Основные  показатели разработки по состоянию на 01.01.2010г.

       Основные  показатели разработки приведены в  таблице 2.2. Как следует из таблицы, на месторождении добывают свободный, растворенный газ, конденсат и нефть. Свободный газ и конденсат добывают из I и II объектов разработки. Растворенный газ и нефть добывают из III объекта. Через 12 скважин углеводороды (УВ) добывают из двух и трех совместных объектов. Из двух совместных объектов II+III углеводороды добывают через десять скважин.

       Особенностью  фонда является фонд скважин находящихся в консервации. Таких скважин 82 (показатель54). Основные причины консервации ожидание обустройства скважин и отсутствие потребителя. Из 82 законсервированных скважин 58 освоены, имеют либо открытый забои, либо перфорированны. 24 скважины не освоены, ожидают перфорации и освоения.

       Характеристика  фонда месторождения  Фонд скважин месторождения  представлен в  таблице 2.5. Как видно  из таблицы пробурено 313 скважин. Эксплуатационный фонд составляет 81 скважина, в том числе:

Действующий фонд - 35 скважин:

• дающие газ и нефть – 35

Бездействующий  фонд - 46 скважин:

• стоит КРС - 1 скважина (2Д)
• в ожидании КРС - 26 скважин
• обводненные (забиваются гидратом) - 2 скважины
• в обустройстве и освоении после КРС - 8 скважин

Контрольный фонд -12 скважин:

• наблюдательные газовые - 7
• в ожидании КРС - 5 скважин
• скважин в консервации - 82 скважины
• под закачку - 4 скважины
• контрольные - 16 скважин
• в ожидании ремонта или ликвидации - 3

Промсточные - 13 скважин:

• нагнетательные - 1 скважина (1рп);
• контрольные - 12 скважин
• разгрузочные - 41
• наблюдательные на Т и Р₂ - 7

Скважины  в ожидании ликвидации - 5:

• эксплуатационные - 3 скважины
• специальные - 2 скважины

Ликвидированные - 33 скважины :

• разведочное - 29 скважин
• эксплуатационные - 4 скважины

       В таблице 2.1 приведены причины необходимости КРС. скважин ожидают наземного обустройства. Подземное оборудование их типовое. скважин Находятся на восстановлении пластового давления. Подземное и наземное оборудование. 2 скважины (113,319) обводнены - гидратообразование. 1 скважина-2Д в КРС.

Таблица 2.1-Скважины ожидающие КРС КНГКМ.

        Как видно из таблицы 2.1, 18 скважин ожидают ликвидации межколонного давления, которое создается газом, проникающим по каналам между стенкой скважины и цементным кольцом, по каналам между колоннами обсадных труб, по каналам в цементном камне и т.п. или вообще говоря в результате некачественного тампонажа, цементирования эксплуатационной и технических колонн. 5 скважин забиты (засорены) посторонними предметами.  
 
 
 
 
 

      Рисунок  2.1 - Схема фонтанной арматуры на скважинах КНГКМ

       БВМ рассчитан на соединение 36 трубопроводов и  предназначен для  распределения пластового газа:

• по трем трубопроводам диаметром 12", соединенным с технологическими линиями № 1,2.3 УКПГ:
• по одному трубопроводу диаметром 6", соединенному с контрольным сепаратором (для подключения 22 скважин для замера дебита газа и конденсата);
• по одному трубопроводу, соединенному с 4 технологической линией УКПГ (для подключения трубопроводов с 7 скважин);
• по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ.

       Распределение газа по трубопроводам  осуществляют с помощью  крапов.

       На  каждом трубопроводе установлен клапан-отсекатель для его разгрузки в случае необходимости.

       Исследуемый Пластовым газ  по трубопроводу поступает  в подогреватель. Перед подогревателем установлен клапан отсека гель. В случае превышения давления выше установленного клапан отсекатель закрывается с сигнализацией предельных значений на щите в операторной. Температура газа на входе и на выходе подогревателя контролируется термометрами. Регулируется клапанами с помощью регулятора и регистрируется на панели в операторной. 

       Из  подогревателя газ  через расходный клапан поступает в контрольный сепаратор. На панели в операторной проводится регистрация расхода.

       В контрольном сепараторе происходит отделение  газа от конденсата. Давление, температура, уровень конденсата контролируют с регистрацией и сигнализацией по верхнему и нижнему пределу.

Рисунок 2.2- Типовая схема подземного оборудования скважины

       2.2 Мероприятия по борьбе с парафина отложениями 

       Нефть и конденсат КНГКМ характеризуются  большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественно отличающихся на различных участках месторождения.

       Содержание  парафинов, смол и асфальтенов в  конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07%. Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче таких нефти являются асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирование, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефти- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низко проницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично раз газированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газонефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта. При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьшения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в при скважинном оборудовании Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.

       Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти  со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:

       - температура застывания +15°С;

       - температура помутнения нефти  +44°С;

       - содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.). Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30- С40.