Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

Введение

1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения

1.1 Орогидрографическая характеристика района

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоника

1.4 Сеноманская залежь

1.5 Уточнение геологического строения Ямбургского месторождения по результатам эксплуатационного бурения

2 Физико-химическая характеристика газа

3 Состояние разработки Ямбургского ГКМ

3.1 Сеноманская залежь

3.2 Движение фонда скважин и его использование

4 Конструкция скважин ЯГКМ

5 Технологический режим работы газовых скважин

6 Цели и задачи исследований пластов и скважин

6.1 Газогидродинамические исследования скважин при стационарных режимах фильтрации

6.2 Методика проведения испытания газовых скважин и способы обработки индикаторных кривых

6.3 Газодинамические исследования на стационарном режиме в условиях ЯГКМ

7 Исследовательские работы в скважинах

7.1 Газодинамические исследования скважин

7.2 Специальные газодинамические исследования

7.3 Статические замеры в газовых и газоконденсатных скважинах

7.4 Глубинные исследования

8 Методы обработки результатов газодинамических исследований скважин на стационарных режимах

8.1 Обработка результатов исследований

8.2 Двучленная формула притока

8.3 Обработка с учетом конуса подошвенной воды

8.4 Метод обработки по степенной формуле притока

8.5 Обработка методом предложенным Панфиловым М. Б.

8.6 Обработка по трехчленному закону

9 Мероприятия по улучшению исследований скважин

9.1 Факторы влияющие на качество определяемых по результатам исследования параметров

9.2 Изменения в методике проведения и обработки результатов

9.3 Исследования скважин с выпуском газа в газопровод

9.4 Перспективы развития гидродинамических методов исследования газовых скважин

10 Снижение себестоимости добычи газа

10.1 Структура управления предприятием

10.2 Технико-экономические показатели П “Ямбурггаздобыча” за 1997 г

10.3 Анализ расхода метанола

10.4 Снижение себестоимости добычи газа

11 Безопасность и экологичность проекта

11.1 Источники и основные производственные опасности

11.2 Мероприятия, обеспечивающие производственную безопасность

11.3 Мероприятия, обеспечивающие производственную безопасность

11.4 Обеспечение мер по ликвидации чрезвычайных ситуаций

11.5 Мероприятия по контролю, предупреждению и восстановлению экологического равновесия в местах техногенных нарушений

Заключение

Список использованных источников

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

ВМР водометанольный раствор

ГВК газоводяной контакт

ГПУ газопромысловое управление

ГФУ горизонтальное факельное устройство

ДИКТ дифференциальный измеритель критического течения

ДКС дожимная компрессорная станция

КРС капитальный ремонт скважин

ОАО открытое акционерное общество

ОГ И РМ отдел геологии и разработки месторождения

ООО общество с ограниченной ответственностью

ПДК предельно-допустимая концентрация

ПХГ подземное хранилище газа

УКПГ установка комплексной подготовки газа

УППГ установка предварительной подготовки газа

ФА фонтанная арматура

ЦИТС центральная инженерно-техническая служба

ЯГКМ Ямбургское газоконденсатное месторождение

Реферат

Объектом исследования являются газодинамические исследования скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения на стационарных режимах.

В результате исследования проведена обработка результатов исследования различными методами.

В геологическом разделе рассмотрены орогидрографическая характеристика района, литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и коллекторские свойства, газонасыщенность, начальные термодинамические пластовые параметры, запасы сеноманской и нижнемеловых залежей.

В технологической части дипломного проекта раскрывается основная цель. В краткой форме изложены существующие на практике методы исследования газовых скважин на стационарном режиме фильтрации, методика проведения испытания газовых скважин и способы обработки индикаторных кривых и обработка результатов исследований (обработка фактических данных с помощью нескольких методов с использованием ЭВМ по составленной программе). Рассмотрены методы обработки предложенные сравнительно недавно. Даны рекомендации по повышению эффективности газодинамических методов исследований.

В экономической части дипломного проекта проведено сравнение технико-экономических показателей, характеризующих производственную сторону деятельности предприятия, анализирован расход метанола по скважинам. Предложен вариант снижения себестоимости добычи газа за счет более экономного использования метанола.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» изложены мероприятия по обеспечению безопасной, надежной и устойчивой работы по исследованию скважин.

Введение

Рациональная система разработки Ямбургского газаконденсатного месторождения находится в прямой зависимости от объема информации, получаемой от каждой скважины, т.е. от степени изученности продуктивного пласта.

Одним из важнейших источников получения информации о продуктивном пласте являются газодинамические методы исследования пластов и скважин на установившихся режимах.

Структура капитальных затрат показывает, что одним из основных факторов является число скважин, установленные проектом разработки. Число скважин зависит от правильности установленного технологического режима эксплуатации.

Правильность выбора технологического режима зависит от количества и достоверности исходной информации, полученной в результате газодинамических исследований. Точность и количество этой информации зависит от стадии освоения месторождения и надежности имеющихся методов определения параметров.

Качество проведенных газодинамических исследований на стационарных режимах необходимо для определения запасов газа, проектирования разработки месторождения, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией.

Целью данного дипломного проекта является проанализировать газодинамические методы исследования в условиях ЯГКМ. Обработать результаты данных исследований, выявить наиболее точный метод обработки для достоверного прогноза технологического режима работы скважин, установить особенности исследований в условиях Крайнего Севера. Предложить усовершенствования процесса исследований скважин и обработки данных исследований.

1. Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения

1.1 Орогидрографическая характеристика района

Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины, на Тазовском полуострове. Характерной особенностью территории месторождения является большая заозерность и заболоченность, особенно в центральной его части, и суровость климата. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение.

Среднегодовая температура минус 24-26 ⁰С. Температура воздуха зимой достигает минус 59 ⁰С. Средняя летняя температура воздуха 6-9 ⁰С. Осадков выпадает 300-350 мм в год, около 79 % из них приходится на летнее время. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/с, а максимальная превышает 40 м/с. Вскрываются реки от льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность - 1 человек на 6 км². Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

Территория Ямбургского месторождения относится к южной части северной геокриологической зоны. Отличается почти повсеместным, сплошным распространением низкотемпературных многолетнемерзлых пород практически на всех геоморфологических условиях.

Преобладает сливающийся тип многолетней мерзлоты. Глубина слоя сезонного протаивания от 0,3 до 1,5 м. В пределах месторождения толщина мерзлых пород изменяется от 300 до 425 м. По криологической характеристике многолетнемерзлая толща является многослойной и подразделяется на 3 этажа. В целом для подавляющей части многолетней толщи территории Ямбургского месторождения свойственны слабольдистые породы с массивной криоструктурой.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

При обустройстве газового промысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением “Аэрогеология”. Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси - 65 млн. м³, а кирпично-керамзитовых глин - 225 млн. м³.

В 50-60 км на юго-восток от площади выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд. м³.

Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озерах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних. Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра для централизованного водоснабжения не могут использоваться из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоемов глубиной не менее 5-6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р. Таб-Яха). Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

Месторождение открыто в 1963 г. Тюменским геологическим управлением. Первая поисковая скважина № 2 заложена в 1969 г. в присводовой части поднятия. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167...1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м³/сут. С 1969 по 1973 гг. на месторождении была пробурена 21 скважина. Выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ 3/1, БУ 4/1-3, БУ 8/3). Дебиты газа достигали 611,11 тыс.м³/сут. на 20,0 мм диафрагме.

Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская (сеноман) свиты. В 1973...1977 гг. продолжалась доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади были пробурены 7 скважин, а также одна глубокая скважина № 102 для изучения неокомских отложений. Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях, а также подтверждено продолжение залежи в юго-западном направлении (скважины № 28, 31).

Промышленная разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.

1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.

Юрская система

На Ямбургском месторождении скв. 113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м и 30 м соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцеменрированных и песчаников серых, крепких, кремисто-глинстых, реже известковых.

Меловая система (нижний мел)

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас - нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.

Вартовская свита (верхний валанжин - готтерив - баррем) подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ¹₃-БУ³₉).

Всего в составе нижней подсвиты (верхний валанжин - готтерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргиллиты более темные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.

Верхний мел

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.

Толщина отложений 24-88 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.

Толщина березовской свиты 255-448 м.

Ганькинская свита (маастрихтдатский ярус) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком.

Толщина отложений 204-322 м.

Палеогеновая система

Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин.

Толщина свиты 226-274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми.

Толщина свиты 153 м.

Четвертичная система

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.

Толщина до 145 м.

1.3 Тектоника

Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам («Г», «М», «В», «Б») и данным бурения. По кровле отрожающего горизонта «Б» (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая «В» (пласты БУ¹₅...БУ₇) относительно нижележащих горизонтов, «В¹₁», «В₂», «В¹₂» ( пласты БУ⁰₈...БУ₁₁ ). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ⁰₈...БУ₁₁ и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ⁴₈, соответствующего отражающему горизонту «В¹₁». Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ¹₉...БУ₁₁ в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв. 134-130-110-124-146-107-144, где распространен пласт БУ⁴₈, образующий клиноформное тело между пластами БУ³₈ и БУ¹₉.

По кровле фундамента отражающий горизонт «А» представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.

1.4 Cеноманская залежь

Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9-85,3 %. геологический скважина ямбургский газовый

Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25-45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5-10%).

Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25-35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3-10^-9м².

По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4-99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1-0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41-2,26 %; углекислый газ - 0,04-1,17 %; аргон - 0,01-0,03 %; гелий - 0,08-0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 кДж/м³. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.

1.5 Уточнение геологического строения Ямбургского месторождения по результатам эксплуатационного бурения

Cеноман

Разбуривание сеноманской продуктивной толщи центральной части Ямбургского месторождения закончено. На 1.01.2000 года на месторождении остались не пробуренными 5 наблюдательных скважин, запланированных первоначальным проектом разработки (1984 год): 201-Н, 202-Н, 60-Н, 604-Н, 605-Н.

В течение 1999 года продолжалось бурение дополнительных эксплуатационных скважин, предусмотренное протоколом № 49-К-р/97 Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО «Газпром» от 24 декабря 1997 года. Согласно этому протоколу было пробурено 9 скважин на УКПГ- 4: 420(1-3), 421(1-3), 422(1-3). Все 15 дополнительных скважин УКПГ-4 освоены и запущены в эксплуатацию. На УКПГ-7 пробурены 22 скважины: 721(1-4), 722(1-3), 723(1-3), 724(1-3), 725(1, 2), 726(1-3), 7271, 728(1-3). На 1.01.2000 года 17 скважин освоены. Все скважины дополнительного бурения наклонно-направленные, с проектным отходом по кровле сеномана от 300 до 421 м, зенитным углом от 32 до 45 градусов, все скважины пробурены без вскрытия ГВК. Ниже представлены схемы проектного и фактического положения устьев и забоев скважин кустов 420, 421, 422, 423, 424, 721, 722, 723, 724, 725, 726, 727, 728. В связи с этим, проведенный упрощенный комплекс промыслово-геофизических исследований не позволяет провести качественную интерпретацию исследований. Значительные различия в отметках кровли сеномана на скважинах одного куста (низкое качество проведения инклинометрии) не дают возможности провести уточнение структурной модели залежи. Результаты освоения скважин тоже не дали новой информации по геологическому строению залежи. Как и предполагалось, вновь пробуренные скважины имеют довольно низкую продуктивность, что приведет к значительным проблемам при эксплуатации. При дальнейшем разбуривании месторождения (Юго-Западная часть, Харвутинская и Анерьяхская площади) необходимо учесть допущенные при проектировании дополнительного бурения ошибки. В пределах куста обязательно должна быть вертикальная скважина с полным комплексом промыслово-геофизических исследований. Мнимая экономия на наблюдательных и вертикальных скважинах может привести к полному отсутствию информации по геологическому строению залежи и проблемам при контроле за разработкой залежи.

На УКПГ-7 13 скважин были пробурены со спуском эксплуатационной колонны до пробуренного забоя и перфорированы в продуктивной части сеномана. Остальные скважины бурятся со спуском эксплуатационной колонны до кровли сеномана и открытым стволом в продуктивной части. В настоящее время освоено 5 скважин с открытым стволом.

2. Физикохимическая характеристика газа

Физико-химическая характеристика газа изучена достаточно полно по данным анализа 27 проб, отобранных при исследовании 24 скважин. Причем, на долю газа Ямбургской площади приходится 25 проб, Харвутинской -2 пробы. Данные анализа лабораторных исследований приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Анализ лабораторных исследований

Кол-во иссл. скв.	Э.О.	Годы	Плотность	Крит.	пар-ры
			отн.	кг/м3	Ркр, МПа	Ткр, К
17	II	89	0,675	0,814	4,650	208,76
6	II	90	0,670	0,807	4,650	207,85
6	II	91	0,677	0,816	4,645	208,85
8	II	92	0,679	0,817	4,648	209,21
8	II	93	0,668	0,804	4,659	207,54
9	II	94	0,661	0,796	4,661	206,34
9	II	95	0,665	0,800	4,665	207,16
8	II	96	0,668	0,804	4,665	207,66
3	I	89	0,707	0,852	4,626	212,89
5	I	90	0,696	0,839	4,631	211,35
1	I	91	0,698	0,841	4,634	212,14
12	I	92	0,698	0,841	4,633	212,25
1	I	94	0,706	0,850	4,618	210,70
3	I	95	0,706	0,791	4,620	210,80
4	I	96	0,699	0,842	4,625	210,10

3. Состояние разработки Ямбургского ГКМ

По состоянию на 1.01.2000 г. на Ямбургском месторождении работали 8 УКПГ и 2 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

3.1 Сеноманская залежь

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 1999 году составил 164 млрд. м³ газа, с начала разработки отобрано 1927,5млрд.м³ или 35.3% от начально утвержденных запасов.

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин на Анерьяхинском и Харвутинском участках. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ЯГКМ. Основные отборы в 1999 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 185 млрд. м³. Максимальный годовой обор был достигнут в 1994 году и составил 174 млрд. м³. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов. Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4,7 (отборы на этих установках в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1998 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ-2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ-1,5,6 они превышают проектные, на УКПГ-4,7,8 отмечаются существенно меньшие отборы по сравнению с проектом.

В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-7 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 5,29 до 5,46 МПа. В зонах УКПГ-4,7,8 пластовые давления составляют соответственно 6,44; 6,89 и 8,69 МПа. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 0,43 до 0,48 МПа. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже двух раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.

Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ-4,7,8 и составляют соответственно 208, 445 и 68 млрд. м³ газа (см. таблицу 3.1)

Таблица 3.1 Дренируемые запасы

УКПГ	1991 г	1992 г	1993 г	1994 г	1995 г	1996 г	1997 г	1998 г	1999 г	2000 г
УКПГ-1	653	662	682	657	653	640	635	634	628	625
УКПГ-2	722	692	666	660	696	684	676	671	665	660
УКПГ-3	501	520	537	546	620	605	605	581	561	552
УКПГ-4	-	-	-	-	59	111	166	190	201	208
УКПГ-5	558	582	573	614	633	627	605	588	579	565
УКПГ-6	539	575	555	550	577	570	561	560	553	551
УКПГ-7	-	-	167	363	438	479	472	462	448	445
УКПГ-8	-	-	-	-	-	-	18	39	46	68
Месторожд	2974	3033	3181	3492	3678	3718	3739	3727	3685	3676

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

В районе УКПГ-1 на 1.01.2000 г. эксплуатируется 96 скважин (104 по проекту). Скважины № 1085, 1087, 1135 простаивают из-за гидратного режима работы и ожидают интенсификации. Скважины № 1051, 1084, 1088, 1143, 1144 остановлены из-за наличия пластовой воды в продукции и ожидают водоизоляцию.

Среднесуточный дебит составлял в 1999 году 688 тыс. м³/сут. С начала года отбор составил 24,09 млрд. м³, с начала разработки - 359,09 млрд. м³. Пластовое давление по эксплуатационной зоне снизилось до 5,45 МПа. Фактический отбор воды на ГФУ в течение всего года превышал расчетные значения в 2-2,5 раза. Наибольший вынос пластовой воды наблюдается из скважин кустов 108 и 114, где ГВК отмечен на уровне нижних интервалов перфорации. В течение 1999 г. положение ГВК по этим кустам не изменилось. Это связано с изменением технологического режима в сторону снижения общего отбора газа по обводнившимся кустам. Учитывая данное обстоятельство, предельно допустимый отбор газа по УКПГ-1 на 1 квартал 2000 года ограничен 73 млн. м³/сут.

3.2 Движение фонда скважин и его использование

На 1 января 1999 года общий фонд ООО «Ямбурггаздобыча» составлял 1173 скважины: Ямбургское ГКМ - 1138 скважин, из них 847 сеноманских и 291 неокомская, Тазовское ГНМ - 4 скважины; Заполярное ГНКМ-29 скважин, из них 26 сеноманских и 3 неокомских.

За 1999 год на баланс ООО «ЯГД» принято 67 скважин - 61 эксплуатационная и 6 наблюдательных.

На Ямбургском месторождении принята 31 сеноманская скважина, из них 29 эксплуатационных и 2 наблюдательные скважины. Принято 23 неокомских скважины, из которых 21 эксплуатационная скважина и 2 наблюдательные.

Продолжено разбуривание сеноманской залежи Ямбургского месторождения дополнительными кустами скважин на УКПГ-4, 7. Бурение неокомских скважин второй очереди не ведется.

На 1 января 2000 года общий фонд ООО «ЯГД» составил 1240 скважин: Ямбургское ГКМ - 1192 скважины, из них 875 сеноманских и 317 неокомских скважин; Тазовское ГНМ - 8 скважин; Заполярное ГНКМ - 38 скважин, в том числе 33 сеноманских и 5 неокомских скважин; Северо-Анерьяхинская площадь - 1 скважина, Восточно-Харвутинская площадь - 1 скважина.

Эксплуатационный фонд составил 918 скважин: Ямбургское ГКМ - 915 скважин, из них 722 сеноманские и 193 неокомских; Тазовское месторождение - 1 скважина; Заполярное ГНКМ - 2 сеноманских скважины. Наблюдательный фонд составил 118 скважин: Ямбургское месторождение - 117 скважин (102 сеноманские и 15 неокомских); Заполярное месторождение - 1 скважина.

На 1.01.2000 года на месторождении закончены бурением, но не приняты на баланс ООО «Ямбурггаздобыча» 38 сеноманских и 67 неокомских скважин; 15 неокомских скважин приняты на баланс общества «ЯГД» как незавершенные строительством.

1 июля 1999 года передано на баланс ОАО “Газпром” 1180 скважин:

Ямбургское месторождение - 1146 скважин

УКПГ-1 - 122 скважины

№№ 101(0-8), 102(0-8), 104(0-8), 105(0-8), 106(0-6), 107(0-8), 108(0-8), 109(0-8), 111(0-8), 112(0-8), 113(1-6), 114(0-6), 116(1-6), 216(0-8), 20-П, 21-П, 22-П, 50-Н, 51-Н, 52-Н;

УКПГ-2 - 119 скважин

№№ 202(0-8), 203(0-9), 205(0-9), 207(1-3,270-275), 208(0-9), 209(0-9), 210(1-8), 211(1-9), 212(0-6), 213(1-6), 214(0,2-8), 215(0-8), 23-Н, 24, 25-Н, 41, 42, 43, 44, 53-Н, 54-Н, 55-Н, 59-Н, 203-Н, 204-Н, 205-Н;

УКПГ-3 - 128 скважин

№№ 302(0-8), 303(0-8), 304(0-8), 305(0-8), 307(0-9), 308(1-6), 310(0-8), 311(0-8), 312(0-8), 313(0-8), 314(0-8), 315(0-8), 316(0-8), 317(0-8), 26-Н, 27-Н, 28-Н, 304-Н;

УКПГ-4 - 101 скважина

№№ 401(1-4), 402(1-4), 403(1-4), 404(1-4), 405(0-4), 406(1-4), 407(0-4), 408(1-4), 409(1-4), 410(1-4), 411(0-6), 412(1-4), 413(1-4), 414(1-6), 415(0-4), 416(0,2-7), 417(0-6), 418(1-4), 419(1-3), 424(1-3), 63-Н, Р-442, Р-443, Р-444, Р-445, Р-446, Р-447, Р-448, Р-449;

УКПГ-5 - 111 скважин

№№ 502(0-8), 503(0-8), 504(0-8), 505(0-8), 506(1-6), 507(0-8), 508(0-8), 509(0-8), 510(0-8), 511(1-6), 512(1-6), 513(0-8), 514(0-6), 32, 33, 56-Н, 57-Н, 58-Н;

УКПГ-6 -110 скважин

№№ 601(0-2,4-6), 602(1-6), 603(1-6), 604(0-8), 605(1-6), 606(0-8), 607(0-8), 608(0-6), 609(1-6), 610(0-8), 611(0-8), 612(0-6), 613(1-4), 614(1-6), 615(1-4), 35-П, 36-П, 61-Н,

62-Н, 601-Н, 602-Н, 603-Н;

УКПГ-7 - 100 скважин

№№ 701(1-4), 702(0-4), 703(1-4), 704(0-4), 705(1-4), 706(0-4), 707(1-4), 708(1-4), 709(1-4), 710(1-4), 711(1-6), 712(0-6), 713(1-4), 714(1-6), 715(1-4), 716(1-4), 717(1-6), 718(1-4), 719(1-6), 720(0-4), 38-П, 39-П, 40-Н, 64-Н, 65-Н;

УППГ-8 - 59 скважин

№№ 801(1-4), 802(1-4), 803(1-4), 804(1-4), 806(1-4), 807(1-4), 808(1-4), 809(1-4), 811(1-4), 812(1-4), 814(1-5), 815(1-4), 816(1-4), Р-01, Р-02, Р-06, 2-Н, 6-Н, 8-Н;

УКПГ-1В - 126 скважин

№№ 102(01-05), 104(01-07), 106(01-03), 107(01-06), 108(01,02,04,05), 109(01-05), 110(01-04), 113(01-06), 115(01-06), 116(02,03), 117(01-04), 118(01-04), 120(01-08), 121(01,03-06), 122(01-07), 123(01-03,05), 124(04.06,07), 125(01.02). 126(01-05). 129(01,03,05,06,08,09), 130(01-03,05-10), 154(13,15), 324(01-06), 325(01-03,05), 1П,

2П, 3П, 411-Н, 412-Н, 416-Н, 417-Н, 418-Н, 419-Н

УППГ-2В - 45 скважин

№№ 20307, 206(08,09), 20703, 208(01-04), 21007, 211(05-09), 214(01-06), 215(01-09), 216(01-07), 217(01,02,05,06), 220(02.06,10), 224(03.05).

УППГ-3В - 125 скважин

№№ 301(01-04), 302(01-07), 303(01-06), 304(01-05,07), 305(01-06,08,09), 307(01-04), 308(01,03-06), 309(02-08), 310(01-07,09-13), 311(01,03-07), 312(01-10), 316(01-07,09-14), 317(01-07,09,10), 318(01-06), 321(01-09), 322(01-06), 400-Н, 401-Н, 402-Н, 403-Н, 406-Н, 407-Н, 408-Н;

4. Конструкция скважин ЯГКМ [2]

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 градусов Цельсия на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 гр. Цельсия и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин:

кондукторД=324 мм, Н=550 м

эксплуатационная колонна Д=219мм, Н=1250 м (проектная глубина),

НКТ- в основном, Д=168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку » с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 ⁰С ; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.

В техническом описании приняты следующие обозначения :

КСО 168/219-21,

КСО- комплекс скважинного оборудования

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

168- условный диаметр лифтовых труб, мм

219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм

21 - рабочее давление, МПа

ПССГ 219-21,

ПССГ- пакер стационарно -съемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

КЦ 168-21,

КЦ- клапан циркуляционный ;

Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных пакером ;

Рабочее положение клапана при эксплуатации -закрытое.

КЗ 168-21;

КЗ- клапан забойный;

Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан- отсекатель КО 168-21 и замок З-102.

Клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при аварийном дебите газа.

5. Технологический режим работы газовых скважин

Согласно "Правил разработки газовых, газоконденсатных месторождений" ежеквартально составлялись технологические режимы работы газовых скважин.

Составление технологических режимов проводилось с учетом всех видов исследовательских работ и текущего состояния разработки месторождения на основании государственного заказа, определенного для предприятия "Ямбурггаздобыча". При выборе оптимальных отборов эксплуатационных скважин учитывались следующие факторы:

депрессия на пласт;

наличие механических примесей при максимальных отборах;

температурный режим работы скважин и шлейфов;

темп продвижения ГВК

Среднесуточные дебиты скважин по промыслам в течении года составили:

УКПГ-1 - 788 тыс. м³/сут.

УКПГ-2 - 669 тыс. м³/сут.

УКПГ-3 - 603 тыс. м³/сут.

УКПГ-4 - 674 тыс. м³/сут.

УКПГ-5 - 654 тыс. м³/сут.

УКПГ-6 - 826 тыс. м³/сут.

УКПГ-7 - 859 тыс. м³/сут.

УКПГ-1В - 261 тыс. м³/сут.

УКПГ-3В - 407 тыс. м³/сут.

Режимы работы скважин рекомендуемый и фактический в 1996 г приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Режимы работы скважин рекомендуемый и фактический в 1998 г. (сеноман)

УКПГ	Количество скважин	Оптимальный отбор млн. м3/сут	Средний дебит скв млн. м3/сут.
	технол. режим	факт	технол. режим	факт на конец квартала	технол. режим	факт
1 Квартал
1	1	103	103	87.0	89.9	845	873
2	2	96	96	83.0	86.3	865	899
3	3	104	110	87.0	88.8	837	808
4	4	51	51	38.0	41.1	745	806
5	5	96	95	87.0	85.4	906	887
6	6	90	90	80.0	75.9	889	843
7	7	88	88	80.0	81.8	909	930
2 Квартал
1	1	103	103	85.0	78.9	825	766
2	2	96	96	70.0	52.4	729	546
3	3	110	110	70.0	55.1	636	501
4	4	51	76	38.0	58.7	745	773
5	5	96	95	70.0	49.8	729	524
6	6	90	90	65.0	59.5	722	661
7	7	88	88	77.0	70.7	875	804
3 Квартал
1	1	103	103	73.3	73.6	712	715
2	2	96	96	46.7	37.5	486	391
3	3	101	110	48.3	41.4	439	376
4	4	76	80	48.3	47.6	636	603
5	5	95	96	38.7	36.4	407	383
6	6	90	90	72.7	73.2	808	813
7	7	88	88	75.0	60.6	852	689
4 Квартал
1	1	103	104	81.0	80.8	786	777
2	2	96	96	70.0	78.7	729	820
3	3	110	110	80.0	76.8	727	698
4	4	79	84	56.0	59.6	709	666
5	5	95	96	70.0	76.9	737	801
6	6	90	90	81.0	81.4	900	904
7	7	88	88	79.0	77.2	898	877

6. Цели и задачи исследований пластов и скважин

Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией [4].

Содержание и объем исследовательских работ зависят от назначения геолого-технических условий.

По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие:

1. первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т. е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;

2. текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);

3. контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;

4. специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины.

6.1 Газогидродинамические исследования скважин при стационарных режимах фильтрации

В результате исследований скважин при стационарных режимах (метод противодавлении или установившихся отборов) определяют следующее:

зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;

оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;

уравнение притока газа к забою скважины;

коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и призабойной зоны пласта, расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа;

абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;

условия разрушения призабойной зоны, скопления примесей на забое и их выноса из скважины; количество выносимых твердых частиц и жидкости (воды и конденсата) в зависимости от депрессии на пласт;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита газа.

6.2 Методика проведения испытания газовых скважин и способы обработки индикаторных кривых

Вначале составляют подробную программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине (см. рисунок 6.1). Количество твердых примесей определяют с помощью породоуловителя.

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве теми же приборами, что и при испытании. В процессе продувки следует учитывать, что при высоких дебитах газа из пласта могут выноситься в значительном количестве твердые частицы, что является причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды -- прорыва водяного конуса или языка в скважину.

В процессе испытания скважины методом установившихся отборов для каждого режима измеряются дебит газа, температура и давление на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести режимах.

Испытания проводят, переходя от меньших дебитов к большим, кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке -- от больших дебитов к меньшим.

Условные обозначения: 1 диафрагменный измеритель; 2 породоуловитсль; 3-6 манометры

Рисунок 6.1 Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов испытаний с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе испытания скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины.

В процессе испытания газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работ.

Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при испытании скважин на различных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Испытывать скважины при подаче газа в газопровод нельзя, если давление в газосборных сетях составляет 50% или более от давления на устье, а также при его колебаниях в газосборной сети в течение периода испытаний на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе испытания проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой испытания повторяют.

6.3 Газодинамические исследования на стационарном режиме в условиях ЯГКМ

Цели и задачи исследований на стационарном режиме

Стандартные исследования газовых скважин ЯГКМ проводятся по “Стандартной методике”, т.е. при установившихся режимах проводят с целью определения следующих параметров:

1. геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;

2. коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

3. физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

4. гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

5. изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

6. условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

7. технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и ана...