Методика освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время добыча нефти и газа сопровождается различными осложнениями. Для повышения эффективности разработки месторождений применяют различные виды скважин: вертикальные, горизонтальные, наклонно-направленные, многоствольные или многозабойные. Одним из перспективных направлений совершенствования технологии добычи нефти является разработка нефтяных месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными скважинами.

Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей нефти в пластах с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы. В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. В зависимости от геолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными скважинами.

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.

Объект исследования: газоконденсатные залежи пермских, триасовых и юрских отложений Мастахского газоконденсатного месторождения.

Цель работы: описать методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами.

Методы исследования: обобщение, систематизация, анализ.

Основные задачи, рассмотренные в курсовой работе:

- анализ состояния и эффективности разработки залежей Мастахского ГКМ;

- анализ показателей работы фонда скважин;

- анализ выполнения проектных решений;

- анализ изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления.

В соответствие с поставленными целями и задачами определилась структура изложения данной курсовой работы, которая состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений.

Информационной основой данной работы были научные статьи отечественных и зарубежных исследователей и специалистов, статистические сборники, материалы из отечественной деловой печати и веб-сайтов.



1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

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 [1].

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. Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1.

Рис..1. Обзорная схема района работ

1.2 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".

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.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологическая модель Мастахского ГКМ обоснована в [1] и утверждена протоколом ГКЗ РФ № 959 от 03.11.2004.

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, Т1-Ха и Т1-IV.

Пласт Т1-Х разрабатывался на приподнятом блоке в период с 1984 по 1995 годы, пласт Т1-Ха 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 [2] 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.

В целях выполнения решений ЦКР "Роснедра" рекомендуется провести повторную перфорацию в скважине № 11 в интервале залегания слоя Р2-Iб от 3236 до 3244 м (от минус 3114,7 до минус 3122,7 м). С целью определения характера насыщения пласта Р2-II в районе скважины № 11 рекомендуется провести испытание в интервале от 3258 до 3262 м (от минус 3136,7 до минус 3140,7 м).

Сопоставление подсчетных параметров, запасов газа и стабильного конденсата приведено в таблице 1. За прошедший период изменений в подсчетных параметрах не произошло.

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 [2].

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).

Для построения модели использовались следующие данные и информация:

- результаты региональных геолого-геофизических исследований;

- результаты обработки и интерпретации исходных кривых ГИС;

- данные испытаний скважин;

- сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей.

Сейсмические исследования при построении модели не использовались. Залегание относительно стратиграфической кровли и подошвы пласта согласное.

Цифровые геологические модели пермской, триасовой и юрской залежей выполнены в программном комплексе Рetrel фирмы Schlumberger.

Моделирование продуктивного резервуара включало следующие этапы:

- построение структурно-тектонического каркаса;

- создание фациальной модели;

- создание фильтрационно-емкостной модели [3].

Исходные данные для построения геологических моделей представлены в таблице 1.2.

Полученные в результате построений и расчётов трехмерные цифровые геологические модели залежей стали основой для гидродинамического моделирования.

Геологические модели залежей пластов перми, триаса и юры строились по сетке 100 х 100 м при детальности геологических построений по вертикали: для перми - 61 слой, для триаса - 70 слоев, для юры - 60 слoeв.

Данные по скважинам	Пермская залежь	Триасовая залежь	Юрская залежь
1	Количество скважин (вскрывших пласт/загруженных в проект)	14	7	57
2	Результаты интерпретации, загруженные в проект:
2.1	литология (коллектор/неколлектор)	Lito 1	lito01	Lito 1
2.2	пористость	Poro_1	Poro 1	Poro_1
2.3	насыщенность	GasISat_1	GasSat1	GasISat_1
3	Загруженные в проект маркеры по скважинам:
3.1	маркер кровли коллектора пласта	Р_1a_top	Т1_top	J_1_1
3.2	маркер подошвы коллектора пласта	P_bot	T5_bot	JIII_bot

Размеры горизонтальных и вертикальных проекций выбраны с учетом размеров залежей по трём ортогональным осям и расстояний между скважинами, а также возможностей дальнейших технико-гидродинамических расчетов (таблица 3).

Параметр	Юрская залежь	Триасовая залежь	Пермская залежь
Размеры модели, площадь газоносности, км2	56,628	32,864	37,440
Размеры сетки: (по горизонтали ) х (по вертикали), м	100 Ч 100	100 Ч 100	100 Ч 100
Количество ячеек:
X	198	113	184
Y	98	99	131
Z	61	70	61
Общее	1 183 644	783 090	1 514 040
Газоводяной контакт, абсолютная отметка, м	-1681,5	-3088	-3154

Построение структурных поверхностей выполнено с использованием скважинных разбивок и результатов структурных построений в подсчете запасов. Ячейки каркаса структурных поверхностей имеют размер 100x100 м.

Скважинными разбивками являются границы смены стратиграфических и литологических комплексов.

Структурные поверхности кровли и подошвы коллекторов продуктивных пластов юры, триаса и перми построены на основе утверждённых ГКЗ структурных карт кровли пластов J1-I1, Т1-IV и Р2-I соответственно, расхождение не превышает 3 % [4].

Область моделирования приурочена к восточной периклинали Мастахской брахиантиклинали. Структура кровли залежей перми, триаса и юры представляет собой гребневидное поднятие субширотного простирания размерами по замкнутой изигипсе 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°).

Рис. 2. Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта P2-I пермских отложений



Рис. 3. Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта T1-IV триасовых отложений

Рис. 4. - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта J1-I1 юрских отложений

Пермские отложения вскрыты скважинами не на полную толщину и представлены лишь верхним отделом, сложенным песчаниками, алевролитами и аргиллитами с маломощными прослоями углей и отдельными прослоями грубообломочного материала [5]. В продуктивном разрезе пласт включает от одного до трёх непроницаемых прослоев. Толщина проницаемых прослоев варьирует в пределах 0,6 - 7,8 м.

Для залежи характерны наиболее высокие значения эффективных толщин, приуроченные к куполам, к периферии толщина пластов сокращается (рисунок 1.4).

Среднее значение песчанистости коллектора в модели 0,158.

Диапазон пористости пермских отложений в границах выделенных ловушек колеблется от 0,124 до 0,187 д.ед. Среднее значение пористости составляет 0,155.

Рис. 5. Продольный разрез пласта из куба литологии. Пермская залежь

Рис. 6. Поперечный разрез пласта из куба литологии. Пермская залежь

На рисунке 7 показано изменение свойств пористости по кровле моделируемого объекта:

Рис. 7. Изменение пористости по кровле пермской залежи



2. Оценка запасов газа

2.1 Анализ показателей разработки объекта Мастаховского месторождения

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 [6]. 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 01.01.2010.

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 [7].

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 Т1-Ха. 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 [7].

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 Приложении 1.

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 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 [8].

2.3 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 4.

Таблица 4 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 04.02.2008

Таблица 5. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 18.04.2008

Таблица 6. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 24.08.2008

Таблица 7. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 23.10.2008

Таблица 8. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 28.02.2008

Таблица 9. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 12.04.2008

Таблица 10. Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 29.02.2008

Таблица 11. 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 8, 9, 10.

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

Р2пл - Р2з = 1,111·Q + 0,0025·Q2; (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)

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

Р2пл - Р2з = 0,260·Q + 0,0006·Q2, (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):

Рис. 8. График осредненной индикаторной кривой для скважины № 105 в 2008 году



Рис. 9. График осредненной индикаторной кривой для скважины № 65 в 2008 году

Рис.10. График осредненной индикаторной кривой для скважины № 110 в 2008 году



3. Анализ изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления

При проведении исследований добывающих скважин на Мастахском месторождении главным является определение и периодическое уточнение их продуктивной характеристики, необходимой для проектирования разработки и планирования добычи газа. Аналогично назначение исследований скважин подземных хранилищ газа, проводимых как в период отбора, так и в период закачки газа в пласт (объект хранения).

При обработке газодинамических исследований (ГДИ) геологическими службами газодобывающих предприятий используется двухчленное уравнение притока газа к забою не совершенной скважины (формула 1).

Pпл2 - Pз2 = а·Q + b·Q2 (1)

где: а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут); b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут)2), зависящие от ФЕС пласта, несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, свойств газа); Pпл и Pз - соответственно пластовое и забойное давление, МПа; Q - дебит скважины, тыс. м3/сут.

Периодичность исследований устанавливается проектным документом по разработке месторождения. При обосновании периодичности учитываются величина запасов газа, геологические особенности и характеристика эксплуатационного объекта, уровни годовой добычи и темпы отбора газа. Периодичность исследований должна обеспечивать систематический контроль в процессе разработки за распределением пластового давления по площади и разрезу. Необходимо также использовать любую незапланированную остановку скважины для снятия кривых восстановления давлений и измерения статического давления.

Основным регламентирующим документом является "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин". Обычно рекомендуется исследовать большую часть фонда скважин.

На основании анализа установлено что, основные фильтрационные характеристики пласта и скважины в период постоянных отборов являются медленно меняющимися функциями времени. Это позволяет прогнозировать продуктивность на основании её динамики и значительно сократить ежегодное выполнение дорогостоящих исследований. Для этого необходимо проводить детальный анализ обработанных данных ГДИ проведённых в последние несколько лет с целью получения дополнительной информации.

При выборе скважин для исследований необходимо анализировать изменения следующих параметров скважины:

- Скин - фактора;

- Статического давления на устье скважины;

- Коэффициентов фильтрационного сопротивления;

- Депрессий за предыдущие годы.

В случае, когда не отмечается существенных изменений как на рисунке 10, то вместо стандартных газодинамических исследований следует провести исследования скважины на одном режиме с записью полноценной КВД, алгоритм оптимизации количества исследований представлен на рисунке 11.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят от:

- Состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

- Законов фильтрации;

- Механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

- Продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- Термобарических параметров пористой среды и газа;

- Конструкции скважины с степени совершенства вскрытия пласта;

- Качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

- Величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров;

Рис.10. Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов а и b (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Если при обработке результатов исследований за предыдущие годы, в анализе коэффициентов а и b видно, что параметры значительно изменились рисунок 12, 13, то проводим стандартные ГДИ с записью КВД.

Рис. 11. Алгоритм оптимизации количества исследований в период постоянной добычи на газовом Мастахском месторождении

Рис. 12. Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии



Рис. 13. Кривая изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и депрессии

В ходе анализа было установлено, что при исследовании скважины на одном режиме и снятии КВД величина определяемых продуктивных характеристик совпала со значением данного параметра определённого при газодинамических исследованиях, проведённых ранее в таблице.

Сравнение результатов ГДИ и исследований скважин на одном режиме с записью полноценной КВД представлено в таблице 7.

Таблица 7. Сравнение результатов ГДИ и исследований скважин

№ скважины	Коэффициент фильтрационного сопротивления a по ГДИ	Коэффициент фильтрационного сопротивления b по ГДИ	Коэффициент фильтрационного сопротивления a при исследовании на одном режиме	Коэффициент фильтрационного сопротивления b при исследовании на одном режиме
121	0,0437	0,0633	0,0435	0,0631
122	0,051	0,0398	0,051	0,0397
123	0,0829	0,0009	0,0826	0,0009
201	0,068	0,0215	0,07	0,0214
202	0,0533	0,045	0,053	0,041

В современных условиях при возрастании потребностей в газе на внешнем рынке многие газодобывающие компании для выполнения плана по добыче газа сокращают количество газодинамических исследований до минимально возможных, что приводит к потери информации об изменении продуктивности скважин.

Применение выше описанной методики, позволит сократить количество исследований скважин, с сохранением информации о продуктивности скважины. Имея достоверные коэффициенты а и b, появляется возможность составления и назначения оптимального технологического режима работы скважин. В конечном итоге, получив качественные данные, определенными в результате исследования скважин на установившихся режимах фильтрации, мы сможем более рационально разрабатывать газовые месторождения, а именно увеличить время безводной эксплуатации скважин и период работы месторождения в целом.

нефтяной газовый фильтрационный скважина



Заключение

В ходе курсовой работы, мы рассмотрели эксплуатацию газовых скважин Мастахского ГКМ и пришли к некоторым выводам.

Природный газ - один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

Газовая промышленность - наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.

В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ -- главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) -- электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту.

На данный момент Россия обладает огромнейшими промышленными и разведанными запасами природного газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской (Тазовско - Пурпейская; Березовская; Мастахская; Васюганская газоносные области), Волго-Уральской (в Оренбургской, Саратовской, Астраханской областях), Тимано-Печерской (месторождение Вуктыльское в Республике Коми) нефтегазоносной провинциях, а также в Восточной Сибири, на Северном Кавказе (ресурсами газа располагают Дагестан, Ставропольский и Краснодарский края.) и Дальнем Востоке. Особо нужно выделить, что основные крупные месторождения газа находятся в северных районах. Поэтому дальнейшее развитие газовой промышленности приведет к освоению этих районов.

Одновременно с замерами расхода газа, забойного давления и обработкой результатов измерений используется гидрохимический метод за работой газовой скважины. При этом, как показывает опыт промысловых работ в этом направлении, отбирают пробы воды в среднем через 30-50 суток. В пробах воды определяют содержание хлорид-иона (мг/л). Если содержание хлорид-иона соответствует содержанию его в конденсационной воде, выпадающей за счет изменения термодинамических условий газового потока, то следует вывод, что пластовые воды в призабойную зону не поступают. И тогда пересечение первой и второй главных компонент свидетельствует об изменении режима работы скважины. При этом основным фактором, влияющим на значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, является изменение напряженного состояния горных пород.

Данное техническое решение позволит изучать влияние изменения напряженного состояния горных пород на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта и в дальнейшем прогнозировать значения коэффициентов фильтрационного сопротивления при совместном действии двух влияющих вышеуказанных факторов.



Список использованной литературы

1. Перемыщев Ю.А. Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ: Отчет о научно - исследовательской работе. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2013. - 250 с.

2. Алиев З.С., Мараков Д.А.: Разработка месторождений природных газов. - М: ООО "Дизайн Полиграф Сервис", 2011. - 528 с.

3. Вяхирев Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 479 с.

4. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. 2002. - 880 с.

5. Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторогждений: Справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. - М.: Недра, 1988. - 575 с.

6. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов [и др.]. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

7. Задора Г.И. Оператор по добыче газа. Учебник для профтехобразования. - М.: "Недра", 1980. - 261 с.

8. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г. А. Зотов, 3. С. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.

9. Кильдышев С.Н. Выделение объектов эксплуатации на многопластовом Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении / С.Н. Кильдышев, Д.А. Кубасов, А.А. Дорофеев, А.В. Саранча. Территория Нефтегаз. - 2011. - № 6. - С. 42-47.

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

11. 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).

12. "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин". М: Недра, 2010. Под редакцией Зотова Г.А.. Алиева З.С. - 536с.

13. Гайдук, И. Газовая пауза / Нефтегазовая вертикаль // - М, 2011г. - 381с.

14. Гладких Ю. Н., Доброскок В. А., Семенов С. П. Социально-экономическая география. М., 2010. - 298с.

15. Кот А.Д. Проблемы и тенденции эффективного развития газовой промышленности / А.Д. Кот. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2012. - 513с.

16. Саввиди, С. М. Проблемы формирования российского рынка газа / С. М. Саввиди // Сборник статей.- Краснодар: Изд-во Кубан. гос. ун-та, 2006. - 273с.

17. Саперов, Н. Областные газораспределительные компании - потенциал "последней мили" [Электронный ресурс] / Н. Саперов // Маркетинговое исследование Sovlink. - М., 2009. - 385с.

18. Экономическая и социальная география России. Учебник для вузов. Под ред. Проф. А. Т. Хрущёва. М., 2011. - 319с.

Размещено на Allbest.ru

...