Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    992,86 Кб
  • Опубликовано:
    2015-03-29
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

направление 130500 - “Нефтегазовое дело”







Выпускная работа бакалавра

на тему: «Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)»










Москва 2014

Введение

Мастахское газоконденсатное месторождение открыто в 1967 г. и по величине запасов углеводородного сырья относится к средним. Начальные запасы газа категории С1 составляли 37 ,726 млрд. мі, категории C2 - 6,934 млрд. мі, конденсата (извлекаемые) категории С1 - 929 тыс. тонн, категории С2 - 316 тыс. тонн. Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 340 километрах северо-западнее г. Якутска и в 70 километрах от поселка Кысыл-Сыр, на правобережной части реки Вилюй. Общая площадь участка составляет 10843 га.

Мастахское газоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в марте 1973 года и до 1986 года являлось базовым объектом разработки Республики Саха (Якутия), обеспечивая на 90-95 % потребность в энергоносителях Центрального промышленного района Республики Саха (Якутия).

Годовая добыча газа составляет 0,1 млрд. м, конденсата - до 3,3 тыс. тонн.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе, технологические режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на забое скважины максимально допустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основаны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное продвижение границы раздела газ-вода, максимальную продолжительность безводной эксплуатации скважин и т.д.

1. Характеристика месторождения

.1 Географическое расположение Мастахского месторождения

Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 400 км к северо-западу от г. Якутска, на правобережье р. Вилюй, в нижнем течении его правых притоков - рек Баппагай и Таигнары. В административном отношении месторождение расположено на территории Кобяйского района. Районный центр - г. Сангары. В 70 км от месторождения расположен базовой поселок Кызыл-Сыр, в котором находятся: почтовое отделение связи, магазины, школы, больница, поликлиника, аэропорт, предназначенный для судов малой авиации, речная пристань.

Транспортная связь осуществляется водным путем - летом, зимниками - зимой, и воздушным путем - круглогодично. По территории района проходит Вилюйский тракт, связывающий поселок Кызыл-Сыр с городами Якутском и Вилюйском. Но основной транспортный путь - водный, по р. Вилюй и р. Лена до Якутска протяженностью около 600 км. Навигационный период продолжается с первых чисел июня до октября. Основной объем перевозки грузов по воде приходится на июль.

Малая авиация связывает поселок Кызыл-Сыр прямой линией с городами Якутском и Вилюйском.

В климатическом отношении район входит в зону субполярного резко континентального климата. Температура воздуха зимой достигает минус 55 - 60°С, летом 35 - 40°С. Летний период охватывает июнь, июль, август. Май и сентябрь являются переходными между теплыми и холодными периодами года. Среднегодовое количество осадков невелико: 200-210мм. Очень низкие среднегодовые температуры и небольшой снеговой покров способствуют сохранению повсеместно развитой многолетней мерзлоты.

В орографическом отношении месторождение располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины. Наиболее крупная река - Вилюй, имеет хорошо развитую пойму, пойменную и четыре надпойменных террасы. Поверхность террас покрыта многочисленными полями, озерами и болотами.

Рисунок 1.1 Обзорная схема района работ

.2 История освоения месторождения

Месторождение открыто в 1967 г. В 1971 году был разработан первый проектный документ по эксплуатации Мастахского газоконденсатного месторождения - «Проект опытно-промышленной эксплуатации», согласно которому введены в разработку залежи юрских и пермских отложений. Впоследствии проектирование разработки месторождения неоднократно корректировалось в связи с несоответствием фактических показателей проектным и вводом в эксплуатацию новых объектов разработки.

С вводом в разработку Средневилюйского газоконденсатного месторождения Мастахское месторождение исполняет роль месторождения регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение для баланса добычи углеводородов в регионе. Ранее добыча газа на месторождении велась 35 эксплуатационными скважинами. В апреле 2004 года общий эксплуатационный фонд скважин составлял 18 единиц, но на сегодняшний день добыча газа производится только 3 скважинами. Для подключения остальных скважин проводятся плановые работы по их капитальному ремонту.

С 2003 года проектирование и авторский контроль над разработкой осуществляет ОАО «СевКавНИПИгаз».

Таблица 1

Вид документа

Протокол

Уточненный проект до разработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

СевКавНИПИгаз, 2005; протокол ЦКР, 2006


Отчет «Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)» является действующим утвержденным на ЦКР Министерства энергетики РФ проектным документом и предусматривает работу месторождения в качестве дополнительного источника газоснабжения центрального региона Республики Саха (Якутия) в пиковые периоды потребления газа. В летние месяцы отбор газа прекращается, а в зимние наращивается.

.3 Геологическое строение

В целях решения практических задач по оптимизации доразработки Мастахского ГКМ и выполнения рекомендаций ГКЗ «Роснедра» выполнено трехмерное цифровое геологическое моделирование пермских, триасовых и юрских отложений.

Постоянно действующая геологическая модель продуктивных пластов строилась по геологическим и геофизическим материалам, приведенным в «Пересчёте запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

Структура кровли залежей перми, триаса и юры (рисунки 1.1 - 1.3) представляет собой гребневидное поднятие субширотного простирания размерами по замкнутой изогипсе минус 3300 м (кровля пласта Т1-IV) 41х14 км амплитудой 272 м. Углы падения пластов от 1,0 до 1,5°. Южное крыло структуры более пологое (2,0 - 2,5°), северное более крутое (4,0 - 5,0°).

Рисунок 1.2 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта P2-I пермских отложений

Рисунок 1.3 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта T1-IV триасовых отложений

Рисунок 1.4 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта J1-I1 юрских отложений

1.4 Газоносность месторождения

Мастахское газоконденсатное месторождение осложнено разрывным нарушением «сбросового» типа. В связи с этим выделяются два блока - приподнятый и опущенный. В пределах опущенного блока выделены два купола - западный и восточный. На месторождении промышленно газоносными являются юрские, триасовые и пермские отложения.

Разработка газовых залежей юрских отложений велась на опущенном блоке в период 1973 - 1997 годы.

В триасовых отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Т1-Х, Т1а и Т1-IV.

Пласт Т1-Х разрабатывался на приподнятом блоке в период с 1984 по 1995 годы, пласт Т1а разрабатывался на опущенном блоке с 1981 по 1997 гг. Пласт Т1-IV эксплуатируется скважинами № 65 и 110. Залежь газа приурочена к восточному куполу опущенного блока и классифицируется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3088 м. Эксплуатационные скважины № 65 и 110 располагаются в своде структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютных отметках минус 3005 м и минус 3024 м соответственно.

В пермских отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Р2-I, и Р2-II. Пласт P2-I включает два газоносных слоя - P2-Iа и Р2-Iб. В настоящее время эксплуатируется пласт Р2-I скважиной № 105. Залежи газа приурочены к восточному куполу опущенного блока и классифицируются как пластовые, сводовые с элементами литологического экранирования. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м. Скважина № 105 располагается в сводовой части структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютной отметке минус 3094 м.

Проектом доразработки предусмотрено увеличение добычи газа из пермских отложений возвратом в эксплуатацию простаивающей по техническим причинам скважины № 11.

Отбор газа из скважины № 11 в период разработки проводился из интервала залегания слоя P2-Iа. Слой Р2-Iб был опробован 25.08.1972 в интервале от 3236 до 3244 м (от минус 3114,7 до минус 3122,7 м). В результате испытания получен приток газа с дебитом 166,6 тыс. м3/сут. По данным ГИС коэффициент пористости составляет 0,146; коэффициент газонасыщенности - 0,633. Эффективная газонасыщенная толщина - 3,2 м. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м.

.5 Сведения о запасах

«Пересчёт запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

газоносность скважина забой месторождение

Таблица 1.2 Сопоставление подсчитанных параметров, запасов газа и стабильного конденсата

Параметр

Пласт


Т1-IV

Р2-Iа

Р2-Iб


Принятый в действующем проектном документе

Уточненные

Изменение в абсолютных величинах, %

Принятый в действующем проектном документе

Уточненные

Изменение в абсолютных величинах, %

Принятый в действующем проектном документе

Уточненные

Изменение в абсолютных величинах, %

Категория

С1

С1

С1

Площадь газоносности, км2

32,864

32,864

0

34,0

34,0

0

37,44

37,44

0

Балансовые запасы пластового газа, млн м3

5252,0

5252,0

0

1157,0

1157,0

0

1783,0

1783,0

0

Потенциальное содержание конденсата, г/м3

29,0

29,0

0

70

70

0

70,0

70,0

0

Балансовые запасы «сухого» газа, млн м3

5223,0

5223,0

0

1140,0

1140,0

0

1757,0

1757,0

0

Балансовые запасы конденсата (геологические/извлекаемые), тыс. т

152/129

152/129

0

81/57

81/57

0

125/87

125/87

0


. Анализ системы разработки

.1 Анализ технологических показателей разработки

Рассмотрено четыре варианта разработки месторождения. Первый и второй варианты разработки рассчитаны из условия обеспечения минимального годового отбора газа - 100 млн м3, обусловленного лицензией на разработку Мастахского месторождения. Третий и четвертый варианты рассчитаны на максимальную годовую добычу газа при «сезонной» эксплуатации скважин. Расчетный вариант 2 дополнен вариантом 2-а, предусматривающим разработку месторождения по тому же сценарию, но с коэффициентом «сезонной» эксплуатации скважин 0,6.

Исходные данные для расчета экономической эффективности вариантов разработки основаны на фактических сведениях ОАО «Якутгазпром», которое осуществляет эксплуатацию месторождения, действующих прейскурантах и нормативных документах по состоянию на 01.01.2005.

Разработка месторождения осуществляется по варианту, объединяющему технологические показатели расчетных вариантов 2 и 2-а.

Краткая характеристика варианта разработки.

Разработка месторождения ведется с заданным диапазоном изменения годового отбора. Нижний предел диапазона составляет добыча 100 млн м3 газа при «сезонной» эксплуатации скважин, коэффициент эксплуатации скважин 0,5. Верхний предел диапазона определяется увеличением коэффициента эксплуатации скважин до 0,6, что связано с возможностью возникновения критических ситуаций на основном газоснабжающем центральный регион Республики Саха (Якутия) Средневилюйском месторождении.

Дополнительно к действующей скважине № 105 для разработки пермских залежей восточного купола опущенного блока проектом предусмотрено восстановление и ввод в эксплуатацию скважины № 11. Это позволяет отработать пермские залежи с лучшими технологическими показателями и большим коэффициентом газоотдачи за проектный период.

Ввод в эксплуатацию скважины № 11 проектировалось осуществить в 2008 году. Поскольку продуктивная характеристика этой скважины значительно хуже, чем скважины № 105, то в ней предусмотрено (для улучшения условий выноса жидкости с забоя) произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм). Кроме того, для создания лучших условий работы скважин запроектировано с 2008 года изменение ограничения снижения давления на устье до 5,59 МПа (57 кгс/см2), что влечет необходимость перехода к одноступенчатой сепарации газа (вместо применяемой в настоящее время двухступенчатой).

Количество газа, отбираемого из триасовой залежи Т1-IV, регулируется условием общего суммарного отбора из двух залежей не ниже 100 млн м3 за год. Отбор газа также производится при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом; для получения заданного годового отбора запроектировано снижение коэффициента эксплуатации скважин. Условие эксплуатации скважин с максимальным дебитом необходимо для обеспечения выноса с забоя скважины жидкости (водо-конденсато-метанольной смеси).

По расчету с 2019 года фактические дебиты скважин станут ниже минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя. С этого года необходимо начать эксплуатацию скважин по НКТ меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм) либо использовать ПАВ. В случае замены НКТ на трубы меньшего диаметра использование ПАВ потребуется с 2030 года.

В 2019 году пермские (P2-I,II) и триасовая (Т1-IV) залежи не смогут обеспечивать требуемый уровень годового отбора. С 2019 года проектируется ввод в разработку залежи Т1-Х (восточный купол). Ввод залежи в разработку проектируется осуществить скважиной № 30, ранее эксплуатировавшей залежь Т1а. Залежь необходимо эксплуатировать при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом, получая заданную величину годового отбора снижением коэффициента эксплуатации скважины. В целях обеспечения превышения фактического дебита над минимально необходимым для выноса жидкости с забоя скважину рекомендуется эксплуатировать по НКТ, имеющим внутренний диаметр 50,3 мм.

С 2028 года для получения заданного уровня годового отбора требуется ввод в разработку юрских залежей J1-I,II восточного купола опущенного блока. Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважин необходимо, во-первых, произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм), а, во-вторых, использовать ПАВ.

Ввод в эксплуатацию пермской P2-Iа залежи приподнятого блока проектируется в 2032 году.

Годовые отборы газа и конденсата по принятому к внедрению варианту представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Принятый к внедрению вариант разработки (Годовая добыча газа, млн м3 и газоотдача, %)



.2 Анализ истории разработки Мастахского ГКМ

Мастахское газоконденсатное месторождение разрабатывается с 1973 года. Начальные запасы «сухого» газа, утвержденные ГКЗ МПР России (протокол № 959 от 03.11.2004), в целом по месторождению составляют: 32,243 млрд м3 категории С1 и 6,541 млрд м3 категории С2. В 2008 году было добыто 0,118 млрд м3 газа и 2,6 тыс. т стабильного конденсата. Общий отбор газа по месторождению на 01.01.2009 составил 14,167 млрд м3 или 43,9 % от утвержденных начальных запасов. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в эксплуатации находились газоконденсатные залежи пермских отложений (пласт P2-I) и газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласт T1-IV). Остальные объекты эксплуатации (газоконденсатные залежи пермских отложений на приподнятом блоке, газоконденсатные залежи триасовых отложений - пласты T1-X, T1-Xа и газоконденсатные залежи юрских отложений - пласты J1-I,II) не разрабатывались.

Газоконденсатные залежи пермских отложений (пласты P2-I,II)

Залежи приурочены к продуктивным пластам Р2-Iа, Р2-Iб и Р2-II; разрывным нарушением разделены на два блока - приподнятый и опущенный.

Промышленно газоносными утверждены запасы газа на приподнятом блоке и на восточном куполе опущенного блока.

На приподнятом блоке разработка залежи велась в 1984 - 1985 гг. скважиной № 107 (отобрано 6,4 млн м3 газа или 0,5 % от начальных запасов, составлявших 1225 млн м3).

В разработке пермских залежей опущенного блока принимали участие четыре скважины:

скважины № 11 и 103 разрабатывали I свод восточного купола опущенного блока;

скважины № 105 и 110 разрабатывали II свод восточного купола опущенного блока.

Начальные запасы «сухого» газа категории С1 на восточном куполе опущенного блока составляли 4634 млн м3; на 01.01.2009 отобрано 2320 млн м3 или 50 % от начальных запасов, начальное пластовое давление 42,77 МПа снизилось к концу 2008 года до 21,40 МПа или на 50 %.

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась одной скважиной № 105. За период эксплуатации (1983 - 2008 годы) скважина отобрала 1649 млрд м3 газа, что составляет 36 % от общих запасов; дебит скважины снижался от 426 тыс. м3/сут в 1985 году до 184 тыс. м3/сут в 2008 году; текущее рабочее устьевое давление - 8,0 МПа, текущая депрессия на пласт - 9,5 МПа.

Газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласты T1-IV, T1-X, T1-Xа)

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в разработке находился III эксплуатационный объект:

залежь пласта T1-IV на опущенном блоке - начальные запасы «сухого» газа категории С1 составляли 5223 млн м3, на 01.01.2009 отобрано 2629 млн м3 или 50 % от НБЗ, начальное пластовое давление 34,43 МПа снизилось к концу 2008 года до 12,09 МПа или на 65 %.

В разработке триасовой залежи T1-IV принимали участие три скважины. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась двумя скважинами - № 65 и 110.

Скважина № 65 введена в эксплуатацию первой в 1981 году. Пластовое давление за период эксплуатации снизилось с 34,43 до 12,80 МПа, т.е. на 63 %. Дебит скважины снижался от 426 тыс. м3/сут в 1983 году до 157 тыс. м3/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,53 МПа, текущее рабочее устьевое давление составило 7,80 МПа. Скважина отобрала 1894 млн м3 газа, что составляет 36 % от начальных запасов пласта Т1-IVб¢.

Скважина № 110 переведена с горизонта P2-I,II в 1993 году. Пластовое давление в районе скважины № 110 при ее вступлении в разработку составляло 22,52 МПа. За период эксплуатации пластовое давление снизилось до 14,2 МПа, т.е. на 37 %, или на 59 % от начального давления в залежи. Дебит скважины снижался от 322 тыс. м3/сут в 1993 году до 162 тыс. м3/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,47 МПа, текущее рабочее устьевое давление - 7,82 МПа. Скважина отобрала 684 млн м3 газа, что составляет 13 % от начальных запасов пласта Т1-IVб¢;

залежь пласта T1-X на приподнятом блоке - начальные запасы газа категории С1 составляли 5007 млн м3, отобрано 979 млн м3 или 20 %, начальное пластовое давление 28,84 МПа снизилось за период разработки до 21,50 МПа или на 25 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

залежь пласта T1-Xа на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 1803 млн м3, отобрано 1322 млн м3 или 73 %, начальное пластовое давление 28,45 МПа снизилось за период разработки до 9,30 МПа или на 66 %, разработка залежи не ведется с 1997 года;

залежи пласта T1-X на западном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 379 млн м3 ) и на восточном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 808 млн м3) в разработке не были.

Газоконденсатные залежи юрских отложений (пласты J1-I,II)

В разработке находилось два эксплуатационных объекта:

залежи пластов J1-I,II на западном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 4018 млн м3, отобрано 2134 млн м3 или 47 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 11,8 МПа или на 33 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

залежи пластов J1-I,II на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С1 составляли 9146 млн м3, отобрано 4777 млн м3 или 52 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 13,9 МПа или на 21 %, разработка залежи не ведется с 1997 года.

.3 Анализ показателей работы фонда скважин

Всего на месторождении пробурено 75 разведочных и эксплуатационных скважин, добыча газа велась 34 эксплуатационными скважинами.

На 01.01.2009 общий эксплуатационный фонд скважин составляет 18 единиц. Он состоит из трех действующих скважин (№ 65, 105, 110), двух бездействующих скважин (№ 11 и 30), четырех - наблюдательных (№ 66, 68, 104, 106), три скважины в консервации (№ 55, 62, 77) и шесть - ожидающие ликвидации (консервации) (№ 24, 71, 98, 103, 109, 111).

Принятая в проектном документе [2] схема эксплуатации Мастахского месторождения позволяет в период 2005 - 2035 годы производить годовые отборы газа от 100 до 152 млн м3 при количестве эксплуатируемых скважин от трех до восьми единиц. При этом запроектировано:

увеличить фонд добывающих газ из пермских отложений скважин до двух единиц за счет возврата в эксплуатацию бездействующей скважины № 11 в 2008 году;

ввести в эксплуатацию в 2019 году залежь триасовых отложений на восточном куполе опущенного блока - пласт Т1-Х (залежь вводится в эксплуатацию переводом с нижележащего объекта бездействующей скважины № 30);

возвратить в эксплуатацию в 2028 году залежи юрских отложений на восточном куполе опущенного блока - пласты J1-I,II (залежи вводятся в разработку возвратом в эксплуатацию двух скважин из трех бездействующих (№ 55, 66 или 77));

возвратить в эксплуатацию в 2032 году залежь пермских отложений на приподнятом блоке - пласт P2-Ia (залежь вводится в разработку возвратом в эксплуатацию ожидающей ликвидации скважины № 98).

Очередность ввода объектов в эксплуатацию определялась их удаленностью от имеющейся УКПГ (связанными в связи с этим затратами на восстановление шлейфов, метонолопроводов и подъездных путей) и принципом отработки объектов «снизу вверх».

.4 Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин и пластов

Исследования проводились по всему фонду действующих скважин в 2005, 2006 и 2008 гг.

Газогидродинамические исследования проводились в условиях стационарного режима фильтрации газа, а также снимались кривые нарастания и стабилизации (восстановления) давления.

ГГДИ позволили уточнить текущую продуктивную характеристику скважин:

зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений;

условия притока и уравнение притока газа к забою скважины.

Результаты обработки ГГДИ за 2008 год приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 04.02.2008


Таблица 2.3 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 18.04.2008


Таблица 2.4 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 24.08.2008

Таблица 2.5 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 23.10.2008


Таблица 2.6 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 28.02.2008

Таблица 2.7 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 12.04.2008


Таблица 2.8 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 29.02.2008

Таблица 2.9 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 24.10.2008


Обработка результатов исследований позволила получить уравнение притока газа к забою скважины, содержащее третий свободный член размерности разности квадратов пластового и забойного давлений (МПа2). Наличие данного члена связано, по всей видимости, с накоплением и последующим выносом жидкости (конденсата и воды) с забоя скважины.

Построенные по результатам исследований скважин в 2008 году графики осредненных индикаторных кривых представлены на рисунках 2.1, 2.2, 2.3.

Для скважины № 105 (пласт Р2-I) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 1,111·Q + 0,0025·Q2; (2.1)

для скважины № 65 (пласт T1-IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 0,150·Q + 0,0005·Q2; (2.2)

для скважины № 110 (пласт T1-IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р2пл - Р2з = 0,260·Q + 0,0006·Q2, (2.3)

Где Рпл - пластовое давление, МПа;

Рз - забойное давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс. м3/сут.

Проницаемость пласта в зоне отбора скважины, рассчитанная по коэффициенту «А¢» и по коэффициенту КВД «в», составляла (Ч10-15 м2):

Рисунок 2.1 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 105 в 2008 году

Рисунок 2.2 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 65 в 2008 году

Рисунок 2.3 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 110 в 2008 году

3. Технологические режимы эксплуатации скважин

.1 Общие положения

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин зависит от множества факторов, связанных со структурой месторождения, характеристикой пористой среды и пластовых флюидов, конструкцией скважин и техническими условиями эксплуатации скважинного и промыслового оборудования и др.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Одной из основных задач проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение всего периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и конденсата при минимальных затратах. Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и опытной эксплуатации месторождения. Соответствующая информация, используемая при выборе технологического режима, накапливается при изучении геологического строения месторождения, проведении газо-гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. Объем информации, необходимый для установления технологического режима, достаточно широк. Поэтому правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества этой информации.

Для установления обоснованного технологического режима необходимо учесть:

-       географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты; форму, тип, размеры и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти, наличие и активность подошвенных вод;

-       условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойство промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению; влияние изменения давления на параметры пласта, водонефтегазонасыщеннооть пластов; совершенство скважин по степени и характеру вскрытия;

-       составы газа, конденсата, воды и нефти, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, H2S, CO2, ртути и др.; присутствие органических кислот в пластовой воде; физико-химические свойства газа, конденсата, нефти и воды и их изменение по площади, и по разрезу; влагосодержание газа;

-       конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле, условия транспортировки газа; техническую и технологическую характеристики применяемого скважинного и промыслового оборудования;

-       условия потребления газа и жидкости по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа и т.д.

К основным факторам, влияющим на режим эксплуатации, относятся:

-       деформация и устойчивость к разрушению продуктивного разреза; наличие активной подошвенной или краевой воды (нефти), способной сравнительно быстро обводнить скважину;

-       условия, степень и характер вскрытия с учетом анизотропии пласта;

-       наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды, концентрация этих компонентов, давление, температура и скорость потока по стволу;

-       возможность образования жидких и песчаных пробок в процессе эксплуатации;

-       многопластовость, различие состава газа, давлений и температур отдельных пропластков, наличие гидродинамической связи между ними, различие уровня газожидкостных контактов, неоднородность разреза месторождения.

По мере истощения месторождения, продвижения подошвенной и краевой вод, снижения дебита и давлений, изменения состава добываемой продукции наступает время, когда установленный режим не обеспечивает нормальную работу скважины. Тогда производят замену одного режима другим.

Каждый из перечисленных факторов с учетом дополнительных, не приведенных выше, требует разработки конкретных методов и технологий, позволяющих установить оптимальный технологический режим работы скважин и снять по возможности ограничения, связанные с влиянием на него того или иного фактора. Для некоторых из них, например, для наличия подошвенной воды, разрушения пласта, образования пробок и гидратов и т. д., разработаны эффективные меры, позволяющие повысить производительность газовых скважин.

Независимо от исходных условий, многообразия факторов, влияющих на технологические режимы работы скважин, принимаемый в проекте вариант по режиму эксплуатации должен быть экономически наиболее эффективным. Нарушение последнего условия возможно лишь временно и в исключительных случаях.

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин устанавливается и поддерживается в соответствии со сроками, указанными в проекте разработки для каждой скважины на месторождении, исходя из геологических и технологических условий.

В качестве критериев при выборе технологического режима используются:

Режим постоянного градиента на стенке скважины, если пласт неустойчивый при слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при превышении некоторого значения градиента давления. Как правило, разрушение породы в зависимости от устойчивости происходит, начиная от некоторого значения градиента Если пласт неустойчивый к разрушению, то разрушение начинается при любом градиенте.

Предельно допустимые градиенты давления в породах с различной устойчивостью приведены ниже:/dR<0,05 атм/см - в неустойчивых коллекторах,

.05<dP/dR<0,l атм/см - в слабоустойчивых коллекторах,

,l<dP/dR<l,0 атм/см - в среднеустойчивых к разрушению коллекторах,

,0<dP/dR<l,5 атм/см - в устойчивых к разрушению коллекторах, /dR>1,5 атм/см - в высокоустойчивых коллекторах.

Следует иметь в виду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на поздней стадии разработки, при обводнении скважин, а также после ремонта скважин. При режиме эксплуатации скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом песка, но эти изменения не влияют на дебит скважины, так как они незначительны.

При dP/dR =const расчет дебита ведется по следующим формулам:


Решаем методом Ньютона


Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны или обводнение скважины подошвенной водой.

Следует обратить внимание, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа, положения ГВК и величины вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды.

Таким образом, для обоснования технологического режима работы скважин в условиях возможного обводнения подошвенной водой имеются два основных направления работ:

)        приближенная оценка текущего безводного дебита газовых скважин, вскрывших изотропные и а пласты с подошвенной водой;

)        численное определение безводного или точнее, просто дебита скважины с учетом продвижения воды, путем использования геолого-математической модели скважины, вскрывшей однородные и неоднородно-многослойные пласты с подошвенной водой.

По методике Алиева З.С. предельный безводный дебит определяется так:

где

- относительное вскрытие пласта,

- относительный радиус контура питания,

Ко - параметр, определяемый по формуле:

- допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды, определяемая согласно работе по формуле:


где  - плотности пластовой воды и газа в рабочих условиях, g - ускорение силы тяжести; - высота столба жидкости, обеспечивающая 0,1 МПа.

аис и bис - коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по результатам исследования скважин, вскрывших пласт толщиной h на величину hв.

Рисунок 3.1 Схема относительного вскрытия пласта

Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай P3=Const связан с разработкой ненасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим не долговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин он заменяется другим режимом, более подходящим на данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме P3=Const возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт.

Дебит определяется из уравнения притока:


Уравнение (14) преобразуется следующим образом:


где Dscr - дискриминант квадратного уравнения;


где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможности бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим может быть временно использован и при условиях добычи коррозионного-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок.

Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок и при этом не с начала разработки месторождения. Использование режима Ру=Const всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций. Применение этого режима приводит к снижению дебита скважин ниже проектных. Такая ситуация возникает почти на всех месторождениях и приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения, не предусмотренного проектом.

Режим постоянной скорости потока, в особенности в интервале перфорации, используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Режим постоянной скорости потока по стволу должен быть использован для двух участков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно-эррозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей, должна быть 5 м/с. Ниже этого предела существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна быть 11 м/с, при которой интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения по стволу должна быть  м/с.

Когда сила сопротивления среды R равна весу частицы в газовой среде G, получим:


где - безразмерный коэффициент сопротивления среды;

d - диаметр частицы;  - плотность газа, кг/м3

v0 - скорость движения частицы.

При Re<500:

При Re>500:  

Из (3.19) получаем

где


По результатам опытов величин критической скорости дебит скважины определяется по формуле:


При выносе капель жидкости скорость, необходимая для выноса жидкости:


Дебит газа, при котором капли жидкости будут выноситься с забоя:

, (3.28);

, (3.29);

. (3.30);

 (3.31);

 (3.32);

Температурный технологический режим эксплуатации скважин

Для определения возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта необходимо использовать уравнения: движения газа в пласте, распределения температуры при снижении давления и уравнения равновесного гидратообразования.

Прежде всего, надо исходить из того, что при работе скважины наибольший перепад давления в пласте имеет место у стенки скважины. Следовательно, самая низкая температура газа в зоне, дренируемой скважиной, будет у стенки, и оно будет самой опасной зоной с точки зрения образования гидратов.

(3.33);

 ;

 (3.34);

Распределение температуры газа в пласте с приемлемой точностью определяется по формуле:

 (3.35);

где Di - коэффициент Джоуля-Томсона, G - дебит скважины в кг/час. Для используемого при расчете распределения давления Q в тыс.м3/сут может быть переведен в G по формуле: G = 54сQ, (36)

с- относительная плотность газа; Ср - изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях.

При R=RC можно найти потери температуры снижения давления при пуске скважины в работу с дебитом Q:

 (3.36);

.2 Методика расчета

Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянного градиента на стенке скважины

. Исходные данные (Rc, Rк, С, А,В, Pпл.) принимаем из приложения

. Определяем значения коэффициентов А0 и В0 согласно формулам (3.2), (3.3) соответственно;

. Определяем f(Qi), f'(Qi) по формулам (3.4; 3.5);

. Производим расчет допустимого дебита с помощью метода Ньютона;

. Строим график зависимости f(Qi) от Qi,, определяем допустимый дебит.

Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянной депрессии на пласт.

1. Исходные данные (сотн, Тпл, h г.ср, hвск,, g, св, Rc, Rк, А, В, Pпл) принимаем из приложения

. Рассчитываем критические, приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости по формулам (3.28; 3.29; 3.30; 3.31; 3.32);

. Находим допустимую депрессию на пласт ДР2д по формуле (3.14), K0 и Q* по формулам (3.13), (3.10);

. Находим Qпб по формуле (3.8);

. Строим графическую зависимость .Qпб от hотн для определения предельного безводного дебита;

Обоснование скоростного режима эксплуатации проектной скважины.

. Исходные данные (Рз, Ру, Тз, dнкт, Тз, Tу, Zз, Zу, Рст, Тст) принимаем из приложения

. Находим Zу по формуле (3.28) Находим Zз по формуле (3.28);

. Определяем дебит скважины из условия, что vз>5 м/с по формуле (3.25);

. Определяем дебит скважины из условия, что vз<11 м/с по формуле (3.24).

. Определяем дебита выноса капельной жидкости по формуле (3.27).

Определение дебита при режиме постоянного давления на забое.

. Исходные данные (Pпл , Pз , A, B);

2. Находим разность между ;

. Составляем квадратное уравнение ;

. Определяем корень квадратного уравнения по формуле (3.17);

Определяем давление на забое при режиме постоянного дебита.

. Исходные данные (Pпл , A , B , Q );

2. Определяем значение Pз по формуле

 

Определяем значение дебита при режиме постоянного давления на устье скважины.

. Исходные данные ( Tу , Tз , A ,B , Pу , H );

2. Определяем значения Tпр , Pпр, Zcр ,S ,  ;

. Составляемсистему уравнений  ;

. Подставляем Pз в верхнее выражение и получаем квадратное уравнение;

. Определяем значение дебита из квадратного уравнения;


3.3 Расчетная часть

Задача 1. Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянной депрессии на пласт.

Исходные данные: Rc=0,095 м , Rк=1000 м , сотн=0,605, Tпл=344 К , g=9,81 =1020,=10м.

Таблица 3.1 Исходные данные

№ скв.

А В Pпл ,МПа





65

0,06

0,0003

12,8

9

5.6

105

0,46

0,0024

20,54

25

15,5

110

0,035

0,0003

14,2

6,6

4,1


Таблица 3.2 Определение критических параметров и коэффициента сверхсжимаемости.

№ скв.

Tкр, K

Pкр, МПа

Tпр

Pпр

Z

65

198,051

4,65

1,74

2,75

0,866

105

198,051

4,65

1,74

4,42

0,873

110

198,051

4,65

1,74

3,06

0,864


Таблица 3.3 Расчёт необходимых параметров

№ скв.

 





65

91,8

0,62

0,058

0,002308719

10526,3

105

148,3

0,62

1,242

0,142513539

10526,3

110

103,5

0,62

0,025

0,001241578

10526,3


Таблица 3.4 Определение предельно допустимого дебита

№ скв.

  Q, тыс.м3/сут




65

79718,7

132911

281,09

335,75

105

333722,2

1612751

993,93

409,7

110

64036,4

134219

282,5

268,4

Таблица 3.5 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №65

hотн

ДР2д, МПа2/м

K0

Q*

Q, тыс.м3/сут

0

0

0

0

0

0,1

188807,5

314790

176,27

211,5

0,15

178318,2

297301

209,51

251,3

0,2

167828,9

279813

234,40

281,2

0,25

157339,6

262325

253,44

304,0

0,3

146850,3

244836

267,90

321,4

0,35

136361,0

227348

278,50

334,1

0,4

125871,7

209860

285,69

342,7

0,45

115382,4

192372

289,73

347,6

0,5

104893,1

174883

290,77

348,8

0,55

94403,8

157395

288,85

346,5

0,6

83914,4

139907

283,93

340,6

0,65

73425,1

122418

275,86

330,9

0,7

62935,8

104930

264,37

317,1

0,75

52446,5

87442

249,03

298,7

0,8

41957,2

69953

229,10

274,8

0,85

31467,9

52465

203,32

243,9

0,9

20978,6

34977

169,19

203,0

0,95

10489,3

17488

120,35

144,4

1

0,0

0

0,00

0,0


Рисунок 3.2 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №65 Qопт=348,8 тыс.м3/сут при вскрытии 0,5

Таблица 3.6 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №105

hотн

ДР2д, МПа2/м

K0

Q*

Q, тыс.м3/сут

0

0

0

0

0

0,1

790394,8

3819674

616,88

255,3

0,15

746484,0

3607470

733,94

303,7

0,2

702573,1

3395266

821,88

340,1

0,25

658662,3

3183062

889,40

368,1

0,3

614751,5

2970858

940,93

389,4

0,35

570840,7

2758654

979,01

405,2

0,4

526929,8

2546450

1005,18

416,0

0,45

483019,0

2334245

1020,38

422,3

0,5

439108,2

2122041

1025,09

424,2

0,55

395197,4

1909837

1019,49

421,9

0,6

351286,6

1697633

1003,40

415,3

0,65

307375,7

1485429

976,33

404,1

0,7

263464,9

1273225

937,36

387,9

0,75

219554,1

1061021

884,92

366,2

0,8

175643,3

848817

816,49

337,9

0,85

131732,5

636612

727,64

301,1

0,9

87821,6

424408

609,66

252,3

0,95

43910,8

212204

440,23

182,2

1

0,0

0

0,00

0,0


Рисунок 3.3 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №105 Qопт=424,4 тыс.м3/сут при вскрытии 0,5

Таблица 3.7 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №110

hотн

ДР2д,  МПа2/м

K0

Q*

Q, тыс.м3/сут

0

0

0

0

0

0,1

151665,1

317886

177,14

169,0

0,15

143239,3

300226

210,54

200,9

0,2

134813,5

282566

235,56

224,8

0,25

126387,6

264905

254,70

243,0

0,3

117961,8

247245

269,23

256,9

0,35

109535,9

229585

279,88

267,1

0,4

101110,1

211924

287,11

274,0

92684,2

194264

291,17

277,8

0,5

84258,4

176603

292,22

278,8

0,55

75832,6

158943

290,29

277,0

0,6

67406,7

141283

285,35

272,3

0,65

58980,9

123622

277,24

264,5

0,7

50555,0

105962

265,70

253,5

0,75

42129,2

88302

250,28

238,8

0,8

33703,4

70641

230,26

219,7

0,85

25277,5

52981

204,35

195,0

0,9

16851,7

35321

170,06

162,3

0,95

8425,8

17660

120,98

115,4

1

0,0

0

0,00

0,0


Рисунок 3.4 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №110 Qопт=278,8 тыс.м3/сут при вскрытии 0,5

Задача 2. Определение допустимых дебитов проектных скважин при режиме постоянного градиента на стенке скважины

Таблица 3.8 Исходные данные

№ скв

A, (МПа)2/(тыс. м3/cут)

B, (МПа)2/(тыс. м3/сут)2

Pпл, МПа

Rк , м

Rc , м

65

0,06

0,0003

12,8

1000

0,095

105

0,46

0,0024

20,54

1000

0,095

110

0,035

0,0003

14,2

1000

0,095


Таблица 3.9 Значения вычисленных коэффициентов фильтрационных сопротивлений А0, В0.

№ скважины

А0 (МПа)2/(тыс. м3/cут)

В0 (МПа)2/(тыс. м3/сут)2

65

0,03410

0,0015789

105

0,26141

0,0126316

110

0,01989

0,0015789


Таблица 3.10 Значения дебитов в зависимости от C.

С МПа/м

Cквж. №65 Q тыс.м3/сут

Cквж. №105 Q тыс.м3/сут

Cквж. №110 Q тыс.м3/сут

10

501,2

669,7

590,12


Задача 3. Определение забойного давления при режиме постоянного дебита

Таблица 3.11 Исходные данные.

№ скв.

A ,B , , МПаQ ,




65

0,06

0,0003

12,8

348,8

105

0,46

0,0024

20,54

423,4226

110

0,035

0,0003

14,5

278,4


Таблица 3.12 Определение давления на забое

№ скв.

Pз , Мпа

65

10,315695

105

13,524464

110

12,986302

Вывод: Из проведенных расчетов следует, чтобы поддерживать оптимальные дебиты нужно поддерживать рассчитанные давления на забое.

Задача 4. Определение давления на устье при оптимальном дебите

Таблица 3.13 Исходные данные.

№ скв.

Q, тыс.м3/сут

Pз , МПа

Tу, К

Tз, К

65

348,8

10,315695

292,8

341

105

423,4226

13,524464

293,9

345

110

278,4

12,986302

293

345


Таблица 3.14 Определение необходимых параметров для нахождения давления на устье.

№ скв.

S

Zср

ᶿ

дискриминант

65

0,237372

5,120095

0,864

0,000528

0,4067874

105

0,249666

7,181893

0,844

0,000546

1,14069631

110

0,23338

9,001585

0,851

0,000509

0,11317833


Задача 5. Определение минимального и максимального допустимых дебитов при скоростном режиме.

Таблица 3.15 Исходные данные: Pст=0,101325 МПа, Tcт=293,15 К Tпл=344 К, Ткр=198,051, Ркр=4,65 МПа, dнкт=0,073, Vзаб=5 м/с Vуст=12 м/с

№ скв.

Pзаб, МПа

Pуст, МПа

Tуст, К

65

10,315695

5,120095

292,8

105

13,524464

7,181893

293,9

110

12,986302

9,001585

293


Таблица 3.16 Определение дебита на устье скважины из условий, vу<11 м/с

№ Скважины

Тпр(уст)

Рпр(уст)

Z(уст)

,

65

1,491

1,677

0,855

458,4

105

1,470

2,219

0,826

628

110

1,461

1,941

0,836

542,9

Таблица 3.17 Определение дебита на забое скважины из условий, что vз>5 м/с

№ Скв.

Тпр(заб)

Рпр(заб)

Zзаб

Qзаб,

65

1,75

2,43

0,874

270,6

105

1,73

2,91

0,862

329,3

110

1,72

2,48

0,867

222,7


Вывод: Из выполненных расчетов следует, что данные дебиты входят в диапазон дебитов, при которых выносится жидкость и твердые частицы с забоя, а также при которых устьевое оборудование подвергается наименьшему износу.

Задача 6. Температурный режим

Таблица 3.18 Исходные данные.

Тпл, К

Тнс, К

Тммп, К

Ннс, м

Нскв, м

НММП, м

лтр

ср, Дж/(кг∙К)

344,00

264

267

5,4

3200

389

0,017

2827,1


Таблица 3.19

cп,Дж/(кг·К)

лп, Вт/(м∙К)

Rк, м

Rс, м

dНКТ, м

Ткр, К

Ркр, МПа

сММП, Дж/м3

лММП,Вт/(м∙К)

960

1,6

1000

0,095

0,073

198,051

4,65

2,12

3,21


Таблица 3.20

№ Скв.

Q, тыс.м3/сут

Рз, МПа

Рпл, Мпа

h, м

65

348,8

10,315695

12,8

9

105

423,4226

13,524464

20,54

25

110

278,4

12,986302

14,5

6,6


Таблица 3.21 Определение параметров до ММП

№ скв.

G, кг/с

Тпр

Рпр

f(Di), Дж/(кг·К)

Di, K/МПа

f(ф)

Г, К/м

б, 1/м

ДTi, K

65

3,17

1,74

2,75

207,01

3,12

5,42

0,026451

0,000207

2,50

105

3,84

1,74

4,42

167,61

2,53

5,42

0,026451

0,000171

5,80

110

2,53

1,74

3,05

199,88

3,01

5,42

0,026451

0,000260

1,19


Таблица 3.22 Определение параметров в зоне ММП

№ скважин

ГММП, К/м

В

f(ф)ММП

65

0,007821

0,000129

8,816937

0,000255

105

0,007821

0,000129

8,816937

0,000210

110

0,007821

0,000129

8,816937

0,000320


Таблица 3.23 Определение термобарических параметров по стволу скважины №65

Hi, м

Тi, К

Tсрi, К

Рсрi, МПа

zсрi

si

иi

Pi, МПа

3300

341,50

341,50

10,32

0,874

0

0

10,32

389

312,15

326,82

7,91

0,879

0,2093033

0,0004974

5,50

0

309,10

310,63

5,11

0,901

0,0287102

0,0000537

4,73


Таблица 3.24 Определение термобарических параметров по стволу скважины №105

Hi, м

Тi, К

Tсрi, К

Рсрi, МПа

zсрi

si

иi

Pi, МПа

3300

338,20

338,20

13,52

0,858

0

0

13,52

389

312,92

325,56

10,70

0,857

0,215562011

0,0004862

7,88

0

309,88

311,40

7,47

0,872

0,029614135

0,0000521

7,05


Таблица 3.25 Определение термобарических параметров по стволу скважины №110

Hi, м

Тi, К

Tсрi, К

Рсрi, МПа

zсрi

si

иi

Pi, МПа

3300

342,81

342,81

12,99

0,864

0

0

12,99

389

312,52

327,67

11,11

0,857

0,214238

0,0004885

9,23

0

309,48

311,40

8,99

0,856

0,030183

0,0000511

8,75


Рисунок 3.5 График распределения давления и температуры по стволу скважины №65

Рисунок 3.6 График распределения давления и температуры по стволу скважины №105

Рисунок 3.7 График распределения давления и температуры по стволу скважины №110

Таблица 3.26 Определение равновесной температуры


№ скв. 65

№ скв. 105

№ скв. 110

H

Pi, МПа

Трi, К

Pi, МПа

Трi, К

Pi, МПа

Трi, К

3300

10,32

284,57

13,52

286,91

12,99

286,56

389

5,50

279,13

7,88

282,24

9,23

283,61

0

4,73

277,83

7,05

281,28

8,75

283,14


Вывод: При заданном технологическом режиме работы скважин расчёты показывают, что во всех скважинах не создаются условия для гидратообразования. Все скважины работают в безгидратном режиме.

.4 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов, изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.

Необходимость изменения режима работы скважин возникает: . Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая предельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно уменьшается.. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.

В скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.

III.     Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, критерий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде постоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта.

В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в результате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV.    Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной промывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

V.      Когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологическогорежима возникает начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в процессе эксплуатации скважины производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при постоянной скорости движения потока, существенно влияющей на интенсивность коррозии, подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устьевое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

VI.    Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

VIII.Когда технологический режим устанавливается исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.

IX.    Когда изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважин.

В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможны или нецелесообразны и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; использования механического способа; установления нового технологического режима.. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.

В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях - давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа.

Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, условиями сбора и подготовки газа, переводом от одной системы осушки к другой и начальными данными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.

Заключение

В моей работе была поставлена задача, выбрать для трех эксплуатируемых скважин наиболее оптимальный технологический режим для каждой из них.

Я посчитал шесть технологических режимов для каждой скважины, а также был проведен расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

Прежде чем, сделать выводы, я хотел бы отметить некоторые особенности моего месторождения. В особенности, то, что коллектор Мастахского месторождения хорошо сцементирован и градиент давления равняется 10 МПа/м, а также по анализу истории разработки выявлено, что из-за малого годового отбора уровень ГВК изменяется не значительно.

По расчетам выявлено, что дебиты на забоях скважин №65,105,110 не должны быть ниже 270,6, 329,3 и 222,7 тыс.м3/сут, и не больше 458,4, 628 и 542,9 тыс.м3/сут на устье. Так же при оптимальном вскрытии пласта 0,5 дебиты не должены быть выше 348,8 тыс.м3/сут для скважины №65, 424,4 тыс.м3/сут для скважины №105 и 278,8 тыс.м3/сут соответственно. При температурном режиме (таблица 3.26) выявлены, что гидраты не образуются в стволе скважины. В условиях хорошо сцементированных коллекторов, при режиме постоянного градиента давления, дебиты составили 501,2 тыс.м3/сут для скважины №65, 669,7 тыс.м3/сут для скважины №105 и 590,12 тыс.м3/сут соответственно. Так как газ из месторождения поставляется для Центрального промышленного района Якутии, то дебит у нас фиксированный и задается потребителем, поэтому основной ограничивающий фактор экономический и все скважины Мастахского месторождения эксплуатируются при технологическом режиме постоянного дебита.

Список использованных источников

1. Перемыщев Ю.А. Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ: Отчет о научно - исследовательской работе. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 250 с.

2. Алиев З.С., Мараков Д.А.: Разработка месторождений природных газов. - М: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2005. - 528 с.

3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.

4. Мстиславская Л.П. Основы нефтегазового дела: Учебник. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз, 2010. - 256 с.

5. РФ Протокол №2105 от 20.12.2000 г, заседания Центральной Комиссии министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (секция нефти и газа).

6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. - 552 с.

Похожие работы на - Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!