Технологический режим работы скважин

метки: Скважина, Технологический, Работа, Давление, Газовый, Месторождение, Автор, Условие

На правах рукописи

Архипов Юрий Александрович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОБОСНОВАНИЯ

РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва – 2011

Работа выполнена в ООО «Газпром добыча Надым».

Научный руководитель	—	доктор технических наук, профессор Ю.Н. Васильев
Официальные оппоненты	—	доктор технических наук, профессор А.И. Ермолаев
	—	кандидат технических наук, И.В. Шулятиков
Ведущая организация	—	Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Защита диссертации состоится 18 мая 2011 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 , созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « 12 » апреля 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д. г.-м. н.

Н.Н.Соловьев

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Развитие газовой промышленности России сегодня и в обозримой перспективе связано не только с осваиванием новых месторождений, но и с совершенствованием систем добычи существующих геолого-технологических комплексов. Следует отметить, что разрабатываемые, уникальные по запасам природного газа месторождения на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в большинстве своём выработаны на 50-80%. Слабоизученный процесс обводнения продуктивных пластов, изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, снижение запаса пластовой энергии, накопление жидкости на забоях скважин и в трубопроводах системы сбора газа, абразивный износ промыслового оборудования осложняют управление разработкой месторождениями. При обосновании технологических режимов работы газовых скважин, особенно на поздних стадиях разработки месторождений, не в полной мере учитывается режим работы залежи, водо- и пескопроявления, влияние систем сбора, компримирования и подготовки продукции. При этом всегда существует неопределённость из-за частично недостоверной информации, случайных факторов. Фильтрационные модели сеноманских залежей не обеспечивают требуемой точности локального прогноза пластовых давлений в районах скважин. Поэтому совершенствование методов обоснования режимов работы скважин является актуальной темой исследований.

Цель работы. Повышение надёжности и производительности газовых скважин на основе совершенствования методов обоснования режимов эксплуатации системы добычи и сбора газа.

Основные задачи исследований.

Изучение особенностей разработки сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири. Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье.

Научно-методическое обоснование перераспределения отборов газа по площади газоносности с целью наиболее полного извлечения газа из периферийных участков залежи.

Разработка методики обоснования оптимальных и допустимых технологических режимов работы системы добычи и сбора газа, в т.ч. на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

Совершенствование методики адаптации трёхмерных газогидродинамических моделей с учётом распределения текущего пластового давления в обводнённой части газовой залежи.

Разработка способа оперативной диагностики причин межколонных давлений в газовых скважинах.

Методы исследования.

Детальный анализ истории разработки газовых месторождений, методы прикладной математики, промышленные эксперименты, применение усовершенствованных программных комплексов для прогнозирования разработки месторождений. Для проведения исследований автором использованы методы математического гидродинамического моделирования и геолого-технологические модели Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского месторождений, созданные при его непосредственном участии, что позволило изучить процессы, происходящие как отдельных элементах системы «водоносный бассейн — газовая залежь – скважины – сеть сбора продукции», так и при взаимодействии между ними.

Научная новизна.

Разработана методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в осложнённых условиях разработки газовых залежей (водопескопроявления, износ промыслового оборудования, снижение запаса пластовой энергии), обеспечивающая рациональную производительность скважин с учётом ряда геолого-технологических ограничений.

На основе статистического анализа промысловой информации по абразивному разрушению элементов наземного оборудования обоснован новый способ эксплуатации сеноманских газовых скважин, заключающийся в обеспечении скоростей газового потока в фонтанном оборудовании не более 9 м/с.

Разработан метод повышения производительности газовых скважин за счёт восстановления пластового давления в сводовой части залежи при остановке скважин в условиях значительного перепада пластовых давлений по площади газоносности.

Автором создана уточнённая геолого-промысловая модель сеноманской залежи Медвежьего месторождения, учитывающая зависимости пластового давления от суммарного отбора газа для эксплуатационных участков, динамику ввода скважин в эксплуатацию и массообменные процессы в пласте.

Усовершенствована методика адаптации трёхмерных гидродинамических моделей, что позволило более адекватно моделировать распределение пластового давления в обводнённой части газовой залежи и водоносном бассейне путём корректировки величин порового объёма ячеек, расположенных ниже отметки начального контакта «газ – вода».

На основе многолетних исследований автором разработан способ определения причин межколонных газопроявлений в скважинах, основанный на исследовании взаимосвязи между затрубным и межколонным пространствами скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в условиях водопескопроявлений, позволяющая рассчитывать диаметры штуцирующих устьевых устройств для обеспечения наибольшей производительности скважин с учётом геолого-технологических ограничений и условий в системе сбора газа
2. Усовершенствованный метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины, обеспечивающий безаварийную работу скважинного оборудования, основанный на статистическом анализе скоростей газового потока в отводах фонтанной арматуры.
3. Способ оценки причин межколонных газопроявлений в скважинах, основанный на исследовании взаимосвязи между затрубным и межколонным пространствами скважин.
4. Способ повышения коэффициента газоотдачи за счёт более полной отработки периферийной части залежи, предусматривающий периодическую эксплуатацию скважин.

Практическая ценность полученных результатов.

В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течении пяти лет ведётся на месторождениях Крайнего Севера (Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское).

Автором предложена и внедрена в производство методика обоснования технологических режимов работы скважин, используемая при управлении разработкой месторождений ООО «Газпром добыча Надым» и при принятии решений по реконструкции промысловых объектов. Разработанная методика реализована в виде сервисных программ, которые позволяют оперативно определять режимы работы газовых скважин в условиях неопределённости геолого-технологической информации.

Созданные с участием автора трёхмерные гидродинамические модели использованы при составлении проектных документов по разработке сеноманских газовых залежей Медвежьего, Ямсовейского и Юбилейного месторождений.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы неоднократно докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах, в том числе:

1. Международной научно-технической конференции, посвящённой 40 – летию ТюмГНГУ «Проблемы развития топливно – энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г.Тюмень, 2003г.;
2. Всероссийской научно – практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г.Надым, 2003г.;
3. Шестой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, г.Москва, 2005г.;
4. XIV научно – практической конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г.Тюмень, 2006г.
5. Научно – технической конференции молодых работников газовой промышленности «Поиск и внедрение новых технологий по решению проблем добычи и переработки газа и нефти на заключительной стадии разработки месторождений», г.Оренбург, 2008.
6. XIX Международный конгресс «CITOG I C-2009-Уфа», г.Уфа, 2009г.

Публикации. Основное содержание работы изложено в 8 опубликованных работах, в том числе 3 работы в журналах, входящих в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, 1 приложения и списка литературы из 60 наименований. Общий объем работы составляет 159 печатных страниц. Текст работы содержит 27 рисунков и 19 таблиц.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Ю.Н.Васильеву за выбор направления исследований, ценные советы и предложения в ходе работ. Искренняя признательность и благодарность д.т.н. А.И. Березнякову, д.т.н. С.Н. Бузинову, А.С. Гацолаеву, Г.М. Гереш, к.т.н. В.Н. Гордееву, М.Н. Киселёву, д. г.-м. н. А.Н. Лапердину, д.т.н. В.Н. Маслову, д. г.-м. н. Г.И. Облекову, В.Б. Полякову, В.Г. Присекину, к.ф.-м.н. А.Н. Харитонову, к.т.н. И.М. Чуповой, к.т.н. А.Ю. Юшкову, к.т.н. И.Е. Якимову, к.т.н. П.С. Кротову, В.Н. Юмшанову и своим коллегам по коллективу ООО «Газпром добыча Надым» за оказанную помощь при выполнении работы.

Основное содержание работы

Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель работы и основные задачи исследований, научная новизна, защищаемые положения и практическая значимость проведённых исследований.

В первой главе анализируются особенности текущего состояния разработки газовых месторождений ООО «Газпром добыча Надым» и в первую очередь сеноманской залежи Медвежьего месторождения, по которому накоплен уникальный опыт эксплуатации промысловых систем. Среди ученых и специалистов отрасли существуют весьма различные представления о принципах подхода к геолого-промысловому анализу в процессе разработки месторождений. Большое внимание этим вопросам для месторождений природных газов уделено в работах А.Г. Ананенкова, О.Ф. Андреева, З.С. Алиева, К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, В.Ф. Горбачева, Л.Ф. Дементьева, В.А. Динкова, В.И. Ермаков, О.М. Ермилова, И.П. Жабрева, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, А.Н. Кирсанова, Н.Р. Ковальчука, С.В. Колбикова, Ю.П. Коротаева, Л.Д. Косухина, Г.В. Крылова, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, Е.М. Нанивского, Б.Е. Сомова, В.В. Стрижова, А.П. Телкова, Р.М. Тер-Саркисова, М.А. Токарева, Ю.А. Урманцева, А.И. Ширковского, П.Т. Шмыгли, и др.

Изучение технологических режимов работы скважин позволило сделать следующие выводы:

• из сеноманской залежи Медвежьего месторождения отобрано более 80% запасов газа, пропорционально снижались пластовые давления;
• на сегодняшний день в условиях падающей добычи практически 30% действующего фонда скважин работают нестабильно в режиме самопроизвольных остановок из-за накопления жидкостных пробок на забое вследствие недостаточных скоростей газа для выноса жидкости на поверхность;
• скопление жидкости на забое скважин и в пониженных участках газопроводов снижает эффективность работы лифта, систем подготовки и компримирования газа и межпромысловых коллекторов;
• отсутствие чётких количественных критериев приводит к тому, что отборы газа по скважинам часто неоправданно ограничиваются из-за опасности возможных пескопроявлений;
• для скважин, работающих с жидкостью на забоях, отсутствует эффективная методика определения рабочих дебитов газа.

Существующая система контроля за режимами работы скважин предусматривает замеры параметров на устьях, но наличие жидкостных пробок на забоях искажает расчётные характеристики скважин, полученные по результатам газодинамических исследований, что приводит к неверному определению дебитов и к невозможности оперативного контроля за работой этих скважин. В настоящее время отсутствуют адекватные технологии определения объёмов механических примесей в потоке газа из скважин во времени.

Измерения пластового давления в приконтурных контрольных скважинах свидетельствуют о несоответствии темпов отбора газа из зоны размещения скважин и темпов притока газа в эту зону из периферийных участков из-за ухудшенной гидродинамической связи между периферийными и сводовыми участками залежи (рисунок 1).

Внутрипластовые перетоки газа обуславливают непроизводительные потери пластовой энергии, что приводит к более быстрому темпу падения среднего пластового давления по залежи и снижению дебитов скважин.

На сегодняшний день на месторождении Медвежье более 92% скважин эксплуатационного фонда работает с межколонными давлениями (МКД) различной интенсивности. В связи с этим автором предложен способ диагностики технического состояния скважин. Выявление причин МКД является важной научной и практической задачей. С целью повышения надёжности и оперативной диагностики технического состояния газовых скважин с участием автора разработан способ и получен патент Российской Федерации на изобретение «Способ диагностики технического состояния газовых скважин», основанный на анализе соотношений между затрубным и межколонным давлениями [8].

Во второй главе приведён обзор предыдущих исследований, посвящённых методам моделирования процессов, происходящих в сложных геолого-технологических системах и пластах при разработке месторождений углеводородов, движения многофазной смеси в скважинах и системах сбора газа. Рассмотрены методы решения некоторых научных и практических задач, возникающих при разработке газовых месторождений с использованием методов двумерного моделирования (методика А.С. Гацолаева, В.П. Горохова, Л.Н. Семеновой).

Промышленная эксплуатация сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения началась в апреле 1972 г. с вводом в эксплуатацию самого южного газового промысла (ГП) — 2. Позднее в период с 1973-1979 гг. были запущены в работу еще восемь ГП. Поэтапное освоение стало причиной возникновения внутрипластовых перетоков газа из области повышенных давлений в область пониженных. Следствием этого явились непроизводительные потери пластовой энергии, что привело к значительному темпу падения давления в присводовых частях залежи и к более интенсивному снижению дебитов скважин. Использование адаптированной двумерной модели залежи и фактических зависимостей текущего пластового давления от накопленной добычи газа Р t /Z t = f(Qдоб t ) позволило выявить участки оттока и аккумуляции газа. Сопоставление графических зависимостей для каждой зоны отбора газа Медвежьего месторождения показало, что для участков “оттока” газа фактические кривые падения давления располагаются ниже кривой газового режима. По результатам расчетов на сеточной модели залежи зона отбора ГП-4 и 8а являются участками “подпитки” соседних зон, т.е. происходит “отток” газа в участки с более низкими пластовыми давлениями. При этом для участка ГП-8а характерно, что отток газа произошёл еще до начала эксплуатации скважин, расположенных на этом участке. Для зон отбора ГП-2, 3, 5, 6, 7, 8 характерно отклонение от теоретической прямолинейной зависимости падения давления в пласте. Они имеют вид аналогичный проявлению водонапорного режима. Для участка ГП-9 (рисунок 2) фактическая кривая Р t /Z t =f(Qдоб t ) имеет практически прямолинейную зависимость, что говорит об отсутствии влияния водонапорного режима на темп падения давления. Участок ГП-1 является зоной “транспорта” газа от зоны ГП-4 в южную часть залежи (ГП-3,2).

Аккумуляции газа здесь практически не происходит, т.е. отток газа практически компенсирует приток. Анализ начальных и дренируемых запасов показал, что по участкам отбора ГП-8,7,6,5,3,2 дренируемые запасы больше геологических, что подтверждает приток газа с соседних участков.

Рисунок 2 – Зависимость Р t /Z t = f(Qдоб t )

Для участков ГП 4 и 8а – дренируемые запасы меньше геологических запасов, что свидетельствует об оттоке газа из этих участков залежи. По зоне ГП-9 дренируемые запасы меньше геологических, что может быть подтверждением внутрипластового перетока газа из этой зоны или неэффективной отработки периферийных участков залежи.

Сопоставление по зонам отбора графических зависимостей, построенных для условий газового режима, и фактических, а также схемы перетоков газа (рисунок 3), между зонами отбора газа, полученной в результате газодинамических расчетов на сеточной модели, показывает, что для зон отбора газа Медвежьего месторождения, которое разрабатывается в условиях водонапорного режима, одним из определяющих факторов вида зависимости Р t /Z t = f(Qдоб t ) являются внутрипластовые перетоки газа. Анализ вида фактических кривых зависимости приведённого давления от суммарного отбора газа позволил отметить, что в последние годы разработки месторождения для зон отбора ГП-2, 5, 7, 9 пластовые давления в зоне размещения скважин снижаются более быстрым темпом, чем в начальный период. Это свидетельствует об ухудшенной газодинамической связи между сводовыми и периферийными участками залежи в районах этих зон отбора газа, что доказывается разными темпами снижения пластовых давлений в эксплуатационном поле и на периферийных участках залежи.

На поздней стадии разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения длительные остановки скважин в сводовой части участка, или всех скважин зоны отбора, позволяют выравнивать депрессионные воронки за счёт притока газа из периферийных участков в купольную часть залежи, что повышает дебиты скважин и обеспечивает более равномерную отработку залежи вследствие притока газа с периферийных участков. Характер распределения пластового давления по площади газоносности (см. рисунок 1), свидетельствует, что пластовое давление в зоне размещения скважин снижается более быстрыми темпами, чем пластовое давление в приконтурных скважинах, т.е. приток газа из периферии залежи не компенсирует объём отобранного газа в зоне расположения скважин. Для скважин, расположенных в центре зоны размещения скважин, характерно наиболее низкое пластовое давление и относительно низкая производительность. В результате расчётов по адаптированной газодинамической модели доказано, что около 70% текущих запасов газа сосредоточено на периферийных участках залежи.

Сложившееся распределение запасов и пластовых давлений сохранится и в перспективе. При этом объем остаточных запасов газа в пласте по окончании проектного срока разработки, сосредоточенный вне эксплуатационного поля, будет значителен. Например, по участку ГП-9 в 2020 году текущие запасы в зоне размещения скважин составят около 12 млpд.м 3 , а на периферийном участке около 46 млpд.м 3 , при пластовом давлении 1.23МПа и 2.55 МПа соответственно. Поэтому эффективность разработки месторождения Медвежье во многом определяется отработкой периферийных участков залежи, где сосредоточены значительные запасы газа.

С целью принятия решений по совершенствованию системы добычи газа на поздней стадии эксплуатации месторождения автором была проведена серия расчетов на примере Ныдинского участка. Регулирование осуществлялось путем перераспределения добычи газа по площади, при этом предусматривалось полное или частичное выбытие скважин, работающих с небольшими дебитами, низкими устьевыми давлениями, а так же с высокой отработкой дренируемых запасов. Основной принцип регулирования базировался на отключении скважин, расположенных в сводовой части.

Проведённые расчёты и результаты их анализа показали возможность ежегодного отключения во 2-м и 3-м кварталах 23-х низкодебитных скважин расположенных в центре эксплуатационного поля практически без потерь в суммарной добыче. Практическая значимость рассмотренного мероприятия заключается в том, что снижаются эксплуатационные затраты на обслуживание низкодебитных скважин расположенных в центре эксплуатационного поля и потери газа на технологические продувки. Однако если учесть, что добыча газа из месторождения будет продолжаться 10 лет и более, то даже незначительное повышение пластового давления в эксплуатационном поле может положительно сказаться на производительности скважин.

Тот факт, что повышение пластового давления в эксплуатационном поле увеличивает производительность добывающего фонда, предопределил следующую серию расчётов. Задача заключалась в определении количества газа, извлеченного из пласта за одинаковый период при разных по времени остановках всех скважин на ГП-9 Медвежьего месторождения. Прогнозные расчёты проводились на 10 лет разработки. Первый вариант – базовый. Добыча газа ведётся с использованием всех добывающих скважин без сезонных отключений. Второй и последующие варианты предполагали отключение всех скважин ГП на 1 год, 3 года и 5 лет соответственно. По результатам моделирования были построены прогнозные профили пластового давления. Анализ профилей пластовых давлений показал, что после 5 лет остановки ГП, пластовое давление в эксплуатационном поле возрастает на 0,78 МПа. Суммарная добыча газа за одинаковый промежуток времени в этом варианте больше на 3,65 млрд.м 3 , чем в варианте без остановки ГП. На этом основании можно сделать важный научный вывод, что временная остановка скважин газового промысла позволяет повысить эффективность разработки месторождения на завершающей стадии. За счёт притока газа из периферии в эксплуатационное поле в зоне размещения эксплуатационных скважин повышается пластовое давление и, следовательно, увеличивается производительность скважин. Аналогичный расчет, проведённый для всего месторождения показал, что суммарная добыча увеличится в этом случае на 17,2 млрд.м 3 (около 0,78% от начальных запасов).

В третьей главе автором предложена новая методика обоснования технологических режимов работы газовых скважин. Системный подход к расчёту технологических режимов работы скважин основывается на расчёте параметров скважин с учётом ограничений по газосборным сетям, выносу жидкости и механических примесей из пласта. При этом необходимо исключать недостоверную информацию, связанную с наличием случайных и субъективных факторов.

Количественный критерий максимально допустимого дебита скважины оценивался на основе анализа большого объёма статистических данных по абразивному износу промыслового оборудования и распределении скоростей потока газа в отводах фонтанной арматуры. Автором установлено, что вынос механических примесей происходит даже при сравнительно небольших скоростях потока газа в скважине – порядка 1м/с. Однако анализ аварийности, связанной с износом элементов устьевых штуцеров, показал, что критичная скорость потока газа в отводах фонтанной арматуры (перед штуцером) составляет более 10 м/с. Для оценки использовалась информация только по стабильно работающим скважинам, без интенсивного накопления жидкости на забое. Результаты анализа позволили сделать вывод: для снижения риска интенсивного абразивного износа промыслового оборудования, газовые скважины необходимо эксплуатировать со скоростями газового потока в отводах фонтанной арматуры до 9 м/с.

Из литературных источников известно, что существует достаточно много методик расчета минимально допустимых дебитов газа для выноса жидкости с забоя скважины. Автором установлено, что наиболее корректно описывает поведение скважин плёночная модель течения газожидкостной смеси в вертикальных трубах (критерии Точигина и Кутателадзе) и эмпирическая формула, полученная В.Н. Гордеевым [3].

Обоснование технологических режимов работы скважин основывается на фактических данных: истории эксплуатации скважины, результатах комплекса исследований (газодинамических, геофизических и др.) [6] .

На первом этапе (рисунок 4) проводится сбор, обобщение и анализ фактической геолого-промысловой информации, включая:

— обновление геологической базы данных и обобщение информации (текущие пластовые давления, результаты ГДИС и ГИС, текущие параметры работы скважин, результаты химического анализа проб жидкости и т.д.);

— систематизация промысловой информации (статистика абразивного износа устьевого оборудования, адресный поиск скважин и шлейфов, работающих с накоплением воды, и т.д.)

На втором этапе выполняется адаптация модели системы скважин и сбора газа на фактические данные:

— обновление моделей (занесение данных ГДИС, текущих или прогнозных пластовых давлений, ввод/выбытие скважин);

— оценка погрешности расчёта давлений по всей системе добычи и сбора газа;

— корректировка модели (локальный подбор дополнительных сопротивлений, объёмов жидкости, переинтерпретация ГДИС и т.д.).

На третьем этапе проводится поиск наилучшего варианта эксплуатации скважин и системы сбора газа, включая:

— расчет режимов работы скважин (согласно плану по добыче с учетом геолого-технологических ограничений по скважинам);

— перераспределение отборов газа по скважинам (подбор диаметров устьевых шайб);

— оптимизация добычи по месторождению (снижение или увеличение объёмов добычи газа по газовым промыслам с учётом ограничений для скважин и сети сбора продукции; изыскание резерва объемов газа для компенсации снижения добычи в целом по месторождению)

На четвертом этапе рассчитываются технологические режимы работы скважин для различных сценариев добычи газа:

— расчёт технологические режимы работы скважин с учетом возможного диапазона давлений на входе в компрессорный комплекс.

— оперативный расчёт параметров скважин при пиковом изменении объёмов добычи газа.

Ниже приводится методика обоснования технологического режима работы газовой скважины с учётом математического моделирования системы добычи и сбора газа в условиях истощения запаса пластовой энергии и обводнения залежи:

1. Рассчитывается минимально необходимый дебит для выноса жидкости по насосно-компрессорной трубе и эксплуатационной колонне по критерию Точигина ( Q min НКТ и Q min ЭК ).

(1)

где Q min — минимально допустимый дебит газа, тыс.м 3 /сут; 1 и 2 -плотность жидкости и газа соответственно, кг/м 3 ; — коэффициент поверхностного натяжения для воды при Р и Т , н/м; D – диаметр канала, м; Р, Т — рабочие давление и температура, МПа и К соответственно; Р 0 , Т 0 — давление и температура при стандартных условиях, МПа и К соответственно; z — коэффициент сверхсжимаемости при Р и Т ; g – ускорение свободного падения, м/с 2 .

1. Оценивается максимально допустимый дебит. Допустимый дебит скважины ( Q max МП ) — это расход газа, при котором может быть обеспечена прогнозируемая и безопасная работа скважины при условии выполнения геолого-технологических ограничений по данной скважине. Допустимый дебит скважины характеризует потенциальные возможности скважины. Практическая реализация допустимого дебита возможна при соблюдении необходимых условий в сети сбора газа (достаточно низкого давления, пропускной способности системы сбора и подготовки газа и т.д.).

   Оценивается максимально допустимый дебит путём сопоставления дебитов газа и соответствующие им объёмы механических примесей на режимах газодинамических исследований скважин с максимально допустимым значением объёма механических примесей.

2. Если на режимах исследования скважины методом установившихся отборов отсутствуют механические примеси, то за максимально допустимый дебит принимается максимальный дебит скважины, полученный при проведении исследования ( Q max ), с учётом максимально допустимой депрессии на пласт, в том числе в условиях обводнения коллектора.
3. Далее проводится сопоставление Q max МП , Q min НКТ , Q max , дебитов газа на рабочем режиме ( Q раб ) и формируется требуемые для эксплуатации расходы газа по скважинам по условиям приведённым ниже.
4. Если Q max МП меньше Q min НКТ ,то принимается Q min НКТ *1,1.
5. Если Q max МП равен Q max и больше Q min НКТ , то принимается Q max *0,95.
6. Если Q max МП равен Q max и меньше Q min НКТ , то принимается Q min НКТ *0,7.
7. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q раб < 0,4* Q min НКТ и диаметр шайбы на устье ( D шайбы ) больше максимального диаметра проходного сечения седла устьевого штуцера (D штуцера ), то скважина не используется при дальнейших расчётах и рекомендуется её временная остановка.
8. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q раб равен или больше Q min НКТ и диаметр шайбы на устье D шайбы = D штуцера , то скважина рекомендуется к эксплуатации, независимо от величины максимально допустимого дебита определённой ранее. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q раб > 0,4* Q min НКТ и диаметр шайбы на устье D шайбы = или > D штуцера , то скважина рекомендуется к эксплуатации с использованием поверхностно-активных веществ.

Численные коэффициенты в п.п.5-9 определены эмпирическим путём и характеризуют условия эксплуатации сеноманских скважин на поздней стадии разработки месторождения.

1. Если по скважинам диагностируется наличие в продукции пластовой воды, то необходимо скорректировать дебиты этих скважин до величины близкой к Q min НКТ , либо принимать решение о временном выводе конкретной скважины из эксплуатации для проведения ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды.
2. Далее, используя допустимые дебиты газа по скважинам, требуется провести итерационные расчёты, изменяя диаметр устьевой шайбы до получения допустимых величин в результате моделирования работы всех скважин промысла с учётом сети сбора продукции. Граничными условиями в модели являются пластовые давления в районе скважин и технологически достижимое давление на входе в промысел.
3. Если продуктивная характеристика скважина не позволяет получить допустимый расход газа при полностью открытом устьевом штуцирующим устройстве и технологически достижимых давлениях в промысел, то необходимо использовать критерий, изложенный в пунктах 8 и 9.
4. Итогом итерационных расчётов является оптимальный дебит скважины — это расход газа, при котором обеспечивается прогнозируемая и безопасная работа скважины, с учётом ожидаемого давления в сети сбора газа при условии выполнения геолого-технологических ограничений по данной скважине. Оптимальный дебит скважины характеризует величину среднего за квартал (месяц) рабочего дебита скважины в газосборную сеть.
5. Если в результате расчёта технологического режима работы скважины скорость потока газа в шлейфе составляет менее 2 м/с, то в зимнее время (при температурах ниже -30 0 С) необходимо временно остановить эту скважину для предотвращения замерзания скопившейся жидкости в газопроводе.
6. Если в результате расчёта технологического режима работы скважины скорость потока газа в боковых отводах фонтанной арматуры более 9 м/с, то необходимо снизить дебит газа для предотвращения абразивного разрушения иглы в угловом штуцере.

Основными характеристиками технологического режима работы скважин на месторождениях являются оптимальный и допустимый дебиты [7].

Поскольку на сегодняшний день нет единой методической основы к вопросу обоснования оптимального и допустимого технологического режима работы скважин автором разработана и используется принятая им терминология. При ее разработке учитывалось то обстоятельство, что оптимальный дебит назначается с учётом динамики давлений в системе сбора, а допустимый – это верхняя граница, выше которой эксплуатировать нельзя при любых условиях в системе сбора газа (в этом случае и происходит ручное регулирование на устьях скважин. Даже если скважина имеет неплохую производительность, её дебит могут ограничивать, например, из-за большого количества песка в продукции и частых случаев абразивного износа).

Изложенная методика позволяет рассчитать технологически достижимые расходы газа по скважинам с учётом геолого-технологических ограничений, что существенно повышает надёжность функционирования системы добычи газа.

Четвёртая глава посвящена совершенствованию методов адаптации трёхмерных гидродинамических моделей крупных газовых месторождений, разрабатываемых в условиях активного проявления водонапорного режима с длительной историей разработки.

Традиционный подход к созданию гидродинамических моделей сеноманских залежей включает в себя следующие основные этапы: подготовка исходных данных; сбор, систематизация и анализ геологической и промысловой информации; адаптация модели к параметрам водонапорного бассейна (темп обводнения залежи, объемы внедрения воды; корректировка фильтрационно-емкостных свойств модели: адаптация модели к динамике текущих пластовых давлений, адаптация модели по фактическому подъёму ГВК; уточнение параметров работы скважин (продуктивности, потери давления в стволах).

На практике, если адаптация моделей по пластовым и устьевым давлениям не вызывает особых трудностей, то настройка моделей по обводнению часто носит условный характер, что связано как с дефицитом информации по внедрению воды в залежь, так и с её представительностью.

Анализ традиционных моделей позволил выявить три основных недостатка. Первый — «опускание модельного контакта газ-вода» на периферийных участках. Такие расчёты не соответствуют факту и связаны с неверной оценкой характеристик водоносного бассейна. Второй недостаток – анализ многочисленных вариантов прогнозных расчётов выявил снижение объёмов внедрения воды в модель газовой залежи с последующим оттоком воды в обратном направлении. Прогноз с помощью таких моделей противоречит современным представлениям о процессах, происходящих при добыче газа. Третий, связанный с двумя предыдущими – несоответствие расчётных пластовых давлений в обводнённой части залежи и пластовых давлений, которые получены в результате замеров в скважинах, оборудованных для наблюдений за обводнённой частью залежи. Использование таких моделей ведёт к неверным прогнозам и соответственно снижает эффективность разработки месторождений.

Для долгосрочного прогнозирования крайне важно иметь картину распределения фактических давлений в обводняющемся во времени объеме газовой залежи. Для качественной адаптации моделей залежей с длительной историей разработки автором использовались результаты замеров пластового давления в водонасыщенной части залежи, полученные в пьезометрических скважинах. Как показали гидродинамические расчеты, трёхмерные модели при адаптации по истории разработки требуют корректировки не только исходной проницаемости и параметров водонапорного бассейна (аквифера), но и объемных параметров в ячейках, расположенных ниже начального контакта газ-вода (поровых объемов).

При этом достигается соответствие расчётных и фактических параметров по истории разработки месторождения, а соответственно повышается эффективность прогноза разработки. Анализ фактических данных по пьезометрическим скважинам позволил сделать вывод о наличии локальных аномально высоких вертикальных градиентов давлений между газовой и обводнённой частями залежи. На рисунке 4 приведена динамика пластовых давлений в эксплуатационном кусте, расположенном в районе ГП-6 Медвежьего месторождения и скважине №66, перфорированной в обводнённой части сеноманской залежи. Как видно из рисунка 5 по эксплуатационным скважинам снижение давления в различных частях продуктивного разреза происходит достаточно равномерно. По скважине №66, середина интервала перфорации которой находится выше начальной отметки контакта газ-вода и ниже на 22 метра нижних перфорационных отверстий добывающей скважины 610, пластовое давление значительно выше, чем в эксплуатационных скважинах. При этом перепад давления между обводнённой частью залежи и газовой постоянно увеличивается.

Рисунок 5 – Динамика пластовых давлений

С учётом результатов замеров давлений в обводнённой части газовой залежи автором адаптирована трёхмерная модель пласта ПК 1 Медвежьего месторождения, что позволило впервые провести оценку распределения пластового давления в обводнённой зоне сеноманских газовых залежей с учетом аномально высоких вертикальных перепадов давлений между газовой и обводнённой частями залежи.

Для качественной адаптации модели с длительной историей разработки автором использовались результаты замеров пластового давления в обоводнённой части залежи, полученные в пьезометрических скважинах. Как показали гидродинамические расчеты, трёхмерные модели при адаптации по истории разработки требуют корректировки не только исходной проницаемости в газовой части и параметров водонапорного бассейна (аквифера), но и объемных параметров в ячейках, расположенных ниже начального контакта газ-вода (поровых объемов).

На рисунке 6 тёмно синим цветом показана область, в которой проводилась корректировка начальной массы воды. При этом достигается соответствие расчётных и фактических параметров по истории разработки месторождения, а соответственно повышается эффективность прогноза разработки.

Рисунок 6 – Распределение газонасыщенности на 30-й год разработки в 3Д

модели сеноманской залежи Медвежьего НГКМ после адаптации

На рисунке 7 показан пример результатов корректировки по одному из участков сеноманской залежи. Как видно из рисунка (красная линия) расчёт пластового давления в обводнённой части был некорректен, хотя при этом давления в газовой части рассчитывались должным образом. Синяя линия характеризует пластовое давление в обводнённой части участка вокруг интервала перфорации скважины № 66 после корректировки массы воды в модели водоносной области и практически соответствует фактическим замерам.

Скорректированная модель позволила автору рассчитать более корректно основные технологические показатели разработки для рассмотренного месторождения с учётом особенностей распределения давления в обводнённой части пласта. Анализ динамики объёмов добычи газа показал (рисунок 8), что прогнозные уровни добычи следуют «историческому» тренду и соответственно прогнозные значения более достоверны, чем прогнозные значения, полученные на модели адаптированной только по истории разработки газовой части сеноманской залежи.

Полученные автором данные позволили построить карту изобар в обводнённой части залежи (рисунок 9), которая хорошо согласуется с фактическими давлениями, замеренными в пьезометрических скважинах. При этом необходимо отметить удовлетворительную сходимость фактических и расчётных давлений (после адаптации модели) в районе интервала перфорации скважины №66 в обводнённой части залежи.

Рисунок 7 – Динамика давления в интервале перфорации скважины №66 (факт, расчёт до и после адаптации модели)

Рисунок 8 – Динамика объёмов добычи газа до и после адаптации модели

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Установлено, что для сеноманских газовых залежей крупных месторождений севера Западной Сибири, в условиях поэтапного освоения эксплуатационных участков и вторжения подошвенных вод в газовую часть залежи, одним из основных факторов, определяющих динамику текущих пластовых давлений являются внутрипластовые перетоки газа.
2. Предложен способ повышения эффективности разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего НГКМ путём периодической эксплуатации скважин. Вследствие притока газа из периферийных участков залежи после остановки скважин происходит рост пластового давления в купольной части залежи, и, следовательно, повышается производительность скважин при дальнейшем их запуске. Данное мероприятие реализовано на практике в 2009г., путём остановки и последующего запуска скважин газовых промыслов 6 и 7 Медвежьего месторождения.
3. В результате анализа существующих методик расчета дебитов скважин, необходимых для выноса жидкости с забоя установлено, что наиболее корректной является плёночная модель течения газожидкостной смеси в вертикальных трубах. Для практических расчётов приемлемы критерии Точигина, Кутателадзе и эмпирическая формула, полученная В.Н.Гордеевым.
4. Для снижения рисков интенсивного абразивного износа промыслового оборудования усовершенствован метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины (сеноман), заключающийся в установлении скоростей потока в отводах фонтанной арматуры до 9 м/с.
5. Разработана новая методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в условиях водопескопроявлений, позволяющая рассчитывать диаметры штуцирующих устьевых устройств для обеспечения наибольшей производительности скважин с учётом геолого-технологических ограничений и условий в системе сбора газа.
6. Предложены подходы к адаптации трёхмерной газодинамической модели сеноманской залежи, учитывающие особенности распределения пластового давления в обводнённой части газовой залежи, позволяющие повысить точность прогнозных расчётов показателей разработки.
7. Разработан способ оперативной оценки технического состояния газовых скважин, позволяющий определить причины межколонных газопроявлений.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Архипов Ю.А., Чупова И.М., Меженина О.С. Применение методов газодинамического моделирования с целью регулирования процесса разработки газовых месторождений (на примере ГП-9 Медвежьего ГКМ) // 6-я Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, доклады призёров и тезисы докладов. – М.: 2005. – С.25.
2. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов // Всероссийская научно — практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», материалы конференции. – М.: 2003. – С. 98-103.
3. Архипов Ю.А., Харитонов А.Н. Результаты оценки минимально допустимого дебита для удаления жидкости с забоя газовых скважин (на примере Медвежьего ГКМ)» // Конференция посвящённая 45-летию «СеверНИПИгаз», материалы конференции. – У.:2006. – С.157-164.
4. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М. Оптимизации процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования // Наука и техника в газовой промышленности – 2007. – №2. – С.22-29.
5. Архипов Ю.А., Аксютин О.Е., Березняков А.И., Харитонов А.Н., Смолов Г.К., Осокин А.Б., Чупова И.М. Принципы построения системы управления разработкой месторождений c использованием современных информационных технологий // Газовая промышленность – 2007. — №11. – С.23-28.
6. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М., Скоробогач М.А. Особенности назначения и расчёта технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье. // Наука и техника в газовой промышленности – 2008. – №4. – С.68-75.
7. Архипов Ю.А. , Харитонов А.Н., Давлетов К.М., Скоробогач М.А., Юмшанов В.Н., Дунаев А.В., Глазунов В.Ю. Результаты внедрения интегрированной модели Ямсовейского нефтегазоконденсатного месторождения (сеноман) // Научно-технический сборник. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений – 2010. – №1. — С.38-52.
8. Патент России № 2202693 Способ диагностики технического состояния газовых скважин. Кононов В.И., Облеков Г.И., Березняков А.И., Гордеев В.Н., Харитонов А.Н., Архипов Ю.А., Поляков В.Б., Забелина Л.С. 03.04.2001, опубл. 20.04.2003. – 10 с. : ил.

Подписано к печати «7» апреля 2011г.

Заказ № 6037

Тираж 120 экз.

1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

По адресу: 142717, Московская область,

Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»