Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Ильмурзина Д.О. 1

---

1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Основными проблемами, возникающими при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири в завершающей стадии разработки, является: низкие пластовые давления, большая степень обводненности, разрушающиеся коллектора и неудовлетворительное техническое состояние самих скважин. Эффективность технологических решений по разработке месторождений в первую очередь определяют особенности геологического строения, закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств, активность водонапорного бассейна и другие геолого-промысловые критерии. Рассмотрим характерные геолого-промысловые особенности сеноманских газовых залежей на примере наиболее детально изученного Медвежьего месторождения.Залежь находится в заключительной стадии эксплуатации, что характеризуется уменьшением степени дренирования запасов в силу ряда геологических и технологических причин (обводнение, снижение энергетического потенциала, выбытие скважин из эксплуатации). Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков месторождения. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления на месторождении, выделяются три условно самостоятельные зоны - южная (УКПГ-1-4), центральная (УКПГ-5-8) и ныдинская (УКПГ-9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин 8 и 10, находящихся соответственно между УКПГ-4 - УКПГ-5 и УКПГ-8 -УКПГ - 9.

Статья в формате PDF

497 KB

технологическое обоснование

концентрические лифтовые колонны

снижение дебита

медвежье месторождение.

1. Анализ промысловых испытаний технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам: Отчет о НИР / ООО «ВНИИГаз»; руководитель И.В. Шулятиков. - Москва, 2009. - 98 с.

2. Брилл Д.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. - М. ООО «Библиотека нефтяного инжиниринга»: 2006. - 384 с.

3. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Прогнозирование обводнения газовых

скважин конденсатной водой. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 64 с.

4. Гасумов Р.А., Тенишев Ю.С., Липчинская Т.А., Шихалиев И.Ю., Белолапотков Г.Г., Мазанов СВ. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин в процессе их эксплуатации и ремонта: теория и опыт: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 88 с.

5. Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки / автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2011. - 25 с.

6. Дубина НИ. Механизм обводнения добывающих скважин на завер-шающей стадии разработки сеноманских залежей. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 109 с.

Применение системы концентрических лифтовых колонн позволяет получить прирост дебита газа за счёт оптимизации режима работы скважины.

Помимо дополнительного прироста добычи газа скважины за счёт оптимизации режима ее работы при оптимизации также снижаются потери газа при продувках скважины.

Эффект от внедрения системы КЛК, таким образом, формируется за счет следующих основных факторов:

- прирост отборов газа за счет отсутствия простоев по причине самозадавливания скважин и продувок на факельную линию.

- снижение расходов на добычу газа из скважин за счет уменьшения платы за выбросы вредных веществ в атмосферу из-за продувок скважин.

- дополнительная добыча газа за счет оптимизации режима работы газовых скважин [1].

Приняты следующие значения начальных параметров для самозадваливающейся скважины: пластовая температура -305,15° К; среднее пластовое давление - 1,75 МПа. В качестве значения дебита самозадавливаюейся скважины принят дебит, ниже которого вынос жидкости из колонны НКТ прекращается.

Расчет среднегодового снижения дебита условной скважины выполнялся на основе сравнения средней накопленной добычи скважин за первые 5 месяцев 2009 года и за соответствующий период 2010 года [2].

При анализе эксплуатации скважин Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения получены следующие данные для оценки эффективности мероприятия (таблицы 1, 2):

Таблица 1 - Динамика снижения дебита по фонду скважин Медвежьего месторождения за период январь-май в 2009 и 2010 гг.

Таблица 2 - Технологический режим работы скважины № 722 и 814 до внедрения КЛК

- среднее снижение дебита фонда стабильно работающих скважин составляет около 5% в год;

- среднее снижение потенциального дебита фонда само задавливающихся скважин достигает 15% в год;

- средний дебит скважин в режиме самозадавливания на 35% меньше потенциального дебита скважины (дебита после проведения продувки), определяемого ее продуктивностью;

- средний дебит по технологии КЛК на 25% меньше значений дебита скважины до внедрения КЛК [3].

Таким образом, снижение дебита на каждый год эксплуатации без внедрения КЛК (скважины, работающие в режиме самозадавливания) будет составлять 15% в год, а для варианта с применением КЛК (скважины, оснащенные системой оптимизации) – 5% в год, как в случае со стабильно работающими газовыми скважинами, оснащение системой концентрических лифтовых колонн позволит стабилизировать работу самозадавливающихся скважин.[4]

Результаты статистического анализа показывают, что увеличение потерь газа от продувок ствола скважин от жидкостно-гидратных пробок составляет 7% каждый год (таблица 3).

Согласно рекомендациям по назначению технологического режима газового промысла ООО «Газпром добыча Надым» статистически доказано, что при падении потенциального дебита самозадавливающейся скважины ниже значения 40 % от дебита, определяемого по критерию Точигина, дальнейшая эксплуатация скважины не целесообразна и рекомендуется ее остановка.

В таблице 4 приводятся рассчитанные значения минимального дебита, определенного по критерию Точигина для различных значений пластового давления на прогнозируемый период (19 лет) [5].

Таблица 3 - Расход газа на проведение продувок жидкостно-гидратных пробок на Медвежьем НГКМ

Далее был проведен анализ данные о работе скважин № 722 и 814 до внедрения технологии КЛК (таблица 2). Результаты анализа показывают, что средние дебиты самозадавливающихся скважин ниже на 35% значений потенциального дебита скважины (дебита после проведения продувки).

Помимо этого, средний дебит скважины, в которой применяется технология эксплуатации с КЛК повышается на 10%, в сравнении с самозадавливающейся скважиной, а значит значение на 25% меньше значения дебита скважины до применения технологии КЛК.

Объем газа, теряемого при проведении продувки, рассчитывается по формуле:

где Qпг - объем теряемого газа при проведении продувки, тыс. м3; q – дебит газовой скважины, тыс. м3/сут; τ - время продувки скважины, сут.; n- количество проведенных продувок за расчетный период.

Определение количества газа, недополученного из-за простоя газовой скважины во время проведения продувки, рассчитывается той же формулой, но потери при проведении продувок считаются исходя из потенциального дебита, а потери при простое скважины - из среднего дебита эксплуатационных скважин в режиме самозадавливания.

Согласно данным по самозадавливающимся скважинам Медвежьего месторождения на 01.03.2011 г., были определены средняя продолжительность и периодичность продувок, которые составили 0,06 и 10,7 суток соответственно.

Также по данным о расходе газа на проведение продувок жидкостно-гидратных пробок на Медвежьем НГКМ увеличение газовых потерь при проведении продувок период с 2009 по 2010г. составило 7% (таблица 3).

Определение годовой добычи скважин была производилось по формуле:

где Qг – накопленная добыча газа за год, тыс. м3; qcp — средний дебит скважины, тыс. м3/сут.; k - коэффициент эксплуатации скважины (0,95).

Результаты расчета динамики эксплуатации условной скважины, оснащенной НКТ диаметром Ду= 168 мм, на 19 лет по вариантам с КЛК и без представлены в таблице 4 и таблице 5 [6].

Анализ таблицы 4 показывает, что через 8 лет потенциальный дебит условной скважины, эксплуатируемой с периодическими продувками, становится ниже минимально допустимого дебита скважины, значение которого составляет 40 % от дебита, определенного по критерию Точигина для соответствующих значений пластового давления.

Таблица 4 – Результаты расчета динамики эксплуатации условной скважины в период с 2018 по 2028 год по вариантам с применением КЛК и без.

Таблица 5 – Годовая добыча условной скважины в период с 2018 до 2028 года

Поэтому дальнейшая эксплуатация скважины без применения технологии КЛК считается не целесообразной, и в дальнейших расчетах учитывается только скважина, которая оснащена системой КЛК.

По результатам таблицы 5, внедрение системы концентрических лифтовых колонн на Медвежьем НГКМ позволит получить дополнительно 303,2 млн. м 3 за расчетный период 19 лет на одну условную скважину за счет оптимизации ее режима работы.

Снижения потерь газа (за счет уменьшения выбросов вредных веществ), при исключении продувок скважин от жидкостных пробок, составит 1,3 млн. м3 за расчетный период.

Прирост добычи газа, при отсутствии простоев газовых скважин во время продувок составит 0,87 млн. м3.

Таким образом, исключение продувок ствола скважин позволяет получить общий прирост добычи 2,2 млн. м3.

Расход газа на обеспечение автономной работы системы концентрических лифтовых колонн, составляет 8,4 тыс. м3/год. За расчётный период 19 лет, данный расход составит 158,9 тыс. м3. Общий прирост добычи газа скважины с внедренной системой КЛК составит 305,3 млн. м3 с учетом расхода на автономное обеспечение.

Библиографическая ссылка