Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
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”
на тему: «Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)»
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.
1.1 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
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».
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.
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 Т 1 -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 P 2 -I пермских отложений
Рисунок 1.3 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта T 1 -IV триасовых отложений
Рисунок 1.4 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта J 1 -I 1 юрских отложений
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 Т 1 -Х, Т 1 -Х а и Т 1 -IV.
Пласт Т 1 -Х разрабатывался на приподнятом блоке в период с 1984 по 1995 годы, пласт Т 1 -Х а разрабатывался на опущенном блоке с 1981 по 1997 гг. Пласт Т 1 -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 Р 2 -I, и Р 2 -II. Пласт P 2 -I включает два газоносных слоя - P 2 -I а и Р 2 -I б . В настоящее время эксплуатируется пласт Р 2 -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 P 2 -I а . Слой Р 2 -I б 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. м 3 /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.
«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
Принятый в действующем проектном документе
Изменение в абсолютных величинах, %
Принятый в действующем проектном документе
Изменение в абсолютных величинах, %
Принятый в действующем проектном документе
Изменение в абсолютных величинах, %
Балансовые запасы пластового газа, млн м3
Потенциальное содержание конденсата, г/м3
Балансовые запасы «сухого» газа, млн м3
Балансовые запасы конденсата (геологические/извлекаемые), тыс. т
2.1 Анализ технологических показателей разработки
Рассмотрено четыре варианта разработки месторождения. Первый и второй варианты разработки рассчитаны из условия обеспечения минимального годового отбора газа - 100 млн м 3 , 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 м 3 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/см 2 ), что влечет необходимость перехода к одноступенчатой сепарации газа (вместо применяемой в настоящее время двухступенчатой).
Количество газа, отбираемого из триасовой залежи Т 1 -IV, регулируется условием общего суммарного отбора из двух залежей не ниже 100 млн м 3 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 (P 2 -I,II) и триасовая (Т 1 -IV) залежи не смогут обеспечивать требуемый уровень годового отбора. С 2019 года проектируется ввод в разработку залежи Т 1 -Х (восточный купол). Ввод залежи в разработку проектируется осуществить скважиной № 30, ранее эксплуатировавшей залежь Т 1 -Х а . 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 J 1 -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 P 2 -I а 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 м 3 и газоотдача, %)
2.2 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 м 3 категории С 1 и 6,541 млрд м 3 категории С 2 . В 2008 году было добыто 0,118 млрд м 3 газа и 2,6 тыс. т стабильного конденсата. Общий отбор газа по месторождению на 01.01.2009 составил 14,167 млрд м 3 или 43,9 % от утвержденных начальных запасов. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в эксплуатации находились газоконденсатные залежи пермских отложений (пласт P 2 -I) и газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласт T 1 -IV). Остальные объекты эксплуатации (газоконденсатные залежи пермских отложений на приподнятом блоке, газоконденсатные залежи триасовых отложений - пласты T 1 -X, T 1 -X а и газоконденсатные залежи юрских отложений - пласты J 1 -I,II) не разрабатывались.
Газоконденсатные залежи пермских отложений (пласты P 2 -I,II)
Залежи приурочены к продуктивным пластам Р 2 -I а , Р 2 -I б и Р 2 -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 м 3 газа или 0,5 % от начальных запасов, составлявших 1225 млн м 3 ).
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 С 1 на восточном куполе опущенного блока составляли 4634 млн м 3 ; на 01.01.2009 отобрано 2320 млн м 3 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 м 3 газа, что составляет 36 % от общих запасов; дебит скважины снижался от 426 тыс. м 3 /сут в 1985 году до 184 тыс. м 3 /сут в 2008 году; текущее рабочее устьевое давление - 8,0 МПа, текущая депрессия на пласт - 9,5 МПа.
Газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласты T 1 -IV, T 1 -X, T 1 -X а )
В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в разработке находился III эксплуатационный объект:
- залежь пласта T 1 -IV на опущенном блоке - начальные запасы «сухого» газа категории С 1 составляли 5223 млн м 3 , на 01.01.2009 отобрано 2629 млн м 3 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 T 1 -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. м 3 /сут в 1983 году до 157 тыс. м 3 /сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,53 МПа, текущее рабочее устьевое давление составило 7,80 МПа. Скважина отобрала 1894 млн м 3 газа, что составляет 36 % от начальных запасов пласта Т 1 -IV б .
Скважина № 110 переведена с горизонта P 2 -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. м 3 /сут в 1993 году до 162 тыс. м 3 /сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,47 МПа, текущее рабочее устьевое давление - 7,82 МПа. Скважина отобрала 684 млн м 3 газа, что составляет 13 % от начальных запасов пласта Т 1 -IV б ;
- залежь пласта T 1 -X на приподнятом блоке - начальные запасы газа категории С 1 составляли 5007 млн м 3 , отобрано 979 млн м 3 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 T 1 -X а на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С 1 составляли 1803 млн м 3 , отобрано 1322 млн м 3 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 T 1 -X на западном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 379 млн м 3 ) и на восточном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 808 млн м 3 ) в разработке не были.
Газоконденсатные залежи юрских отложений (пласты J 1 -I,II)
В разработке находилось два эксплуатационных объекта:
- залежи пластов J 1 -I,II на западном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С 1 составляли 4018 млн м 3 , отобрано 2134 млн м 3 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 J 1 -I,II на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С 1 составляли 9146 млн м 3 , отобрано 4777 млн м 3 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.
2.3 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 м 3 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 Т 1 -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 J 1 -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 P 2 -I a (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».
2.4 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 (МПа 2 ). 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 Р 2 -I) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:
Р 2 пл - Р 2 з = 1,111·Q + 0,0025·Q 2 ; (2.1)
для скважины № 65 (пласт T 1 -IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:
Р 2 пл - Р 2 з = 0,150·Q + 0,0005·Q 2 ; (2.2)
для скважины № 110 (пласт T 1 -IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:
Р 2 пл - Р 2 з = 0,260·Q + 0,0006·Q 2 , (2.3)
Где Р пл - пластовое давление, МПа;
Проницаемость пласта в зоне отбора скважины, рассчитанная по коэффициенту «А» и по коэффициенту КВД «в», составляла (Ч10 -15 м 2 ):
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
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, H 2 S, CO 2 , 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. Ка
Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Желтый Сочинение Цветов
Реферат: Литература - Патологическая анатомия (ДИСТРОФИИ)
Курсовая работа по теме Дифференцированный подход как условие личностно-ориентированного обучения
Доклад: Будущее Украинской политики в области занятости
Реферат По Физкультуре Футбол
Керлинг Статьи Диссертации
Робинзон Крузо Одиночество Сочинение
Как Стать Интеллигентным Человеком Сочинение
Моя Семья Моя Гордость Сочинение
Тема 9-13. Порядок освобождения от наказания, помощь
Международное Экономическое Право Реферат
Сочинение По Картине Пластова Летом Конспект Урока
Реферат: Пуни, Цезарь
Реферат по теме Система Ниши
Реферат: Військово-повітряні сили 2
Солнечные Батареи На Полупроводниковых Структурах Реферат
Реферат: Смертная казнь и эвтаназия
Совет Федерации Федерального Собрания Рф Курсовая Работа
Философские Взгляды Ницше Реферат
Контрольная работа по теме Динамика показателей объема продукции и производства. Методы анализа производительности труда
Радиационное воздействие - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда реферат
Аналіз діяльності торгівельного підприємства - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Екстремальні гіпертермофільні археї - Биология и естествознание дипломная работа