Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Газодинамические исследования скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения

Газодинамические исследования скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения

Ознакомление с геолого-промысловой характеристикой Ямбургского газоконденсатного месторождения. Исследование начальных термодинамических пластовых параметров, запасов сеноманской и нижнемеловых залежей. Рассмотрение методов исследования газовых скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.05.2014
Размер файла 208,4 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

УКПГ-2 - от 328 до 1047 тыс.м3/сутки.

УКПГ-3 - от 123 до 1171 тыс.м3/сутки.

УКПГ-4 - от 82 до 1218 тыс.м3/сутки.

УКПГ-5 - от 117 до 1203 тыс.м3/сутки.

УКПГ-6 - от 182 до 1380 тыс.м3/сутки.

УКПГ-7 - от 108 до 1498 тыс.м3/сутки.

УКПГ-8 - от 108 до 722 тыс.м3/сутки.

Средняя температура газа на устье скважин составляет 10-15°С. Средняя депрессия при оптимальных температурных режимах колеблется в интервале 0,4 - 0,6 МПа.

В скважинах пробуренных на неокомские отложения в 1999 году проведено 152 газодинамических исследований (по УКПГ-1В - 65, по УКПГ-2В -12 и по УКПГ -3В - 75). Из них 28 скважин - перед запуском в технологию.

Дебиты скважин при оптимально-допустимых депрессиях до 9 МПа пробуренных на 1-ый и 2-ой эксплуатационные объекты колебались в диапазоне:

УКПГ-1В - от 97 до 575 тыс.м3/сутки.

УКПГ-2В - от 279 до 350 тыс.м3/сутки.

УКПГ-3В - от 116 до 593 тыс.м3/сутки.

Средние значения фильтрационных коэффициентов по УКПГ сведены в таблицу 7.1

Таблица 7.1 Средние значения фильтрационных коэффициентов по УКПГ

Годы

УКПГ

А

В

1-ый объект

2-ой объект

1-ый объект

2-ой объект

1995

1В

9,59

96,049

0,01

0,183

1996

1В

0,00

142,501

0,00

0,092

3В

19,94

49,152

0,02

0,026

1997

1В

1,35

130,121

0,00

0,107

2В

0,00

78,832

0,00

0,051

3В

29,58

34,119

0,03

0,022

1998

1В

30,12

54,232

0,07

0,057

2В

0,00

184,644

0,00

0,034

3В

24,25

37,018

0,02

0,024

1999

1В

15,09

96,142

0,01

0,053

2В

85,15

144,548

0,01

0,044

3В

21,93

38,315

0,03

0,038

7.2 Специальные газодинамические исследования

Специальные газодинамические исследования скважин сеноманского эксплуатационного фонда Ямбургского ГКМ коллекторами “Надым-1” в 1999 году проводились геологической службы ООО “Ямбурггаздобыча” по плану работ, утвержденному главным геологом, согласно технологического регламента РД 04819760-156-80 ТЮМЕНЬНИИГипрогаз г. Надым - 1998г. Перечень скважин определялся отделом геологии и разработки месторождений, работы проводились при непосредственном взаимодействии c мастерами по добыче газа газовых промыслов.

Специальные газодинамические исследования скважин с применением коллекторов “Надым-1” производятся методом установившихся отборов с целью определения производительности и количественного содержания воды и механических примесей в газовом потоке скважины для назначения или подтверждения технологического режима работы скважины в процессе эксплуатации. Согласно регламента производилось шаблонирование и замерялся искусственный забой скважины. Исследования проводились на 5-6-ти режимах “прямого хода”, с уменьшением диаметра шайб и 1-2 режимов “обратного хода”, с увеличением диаметра шайб. На каждом режиме поток газа разделяется на фазы и измеряется расход газа, а также накопленный на этом режиме объем жидкости и механических примесей.

Отобранные в процессе специальных исследований пробы воды и механических примесей, сдаются в лабораторию УНИПР (вода - гидрохимический анализ, мех. примесь - весовая характеристика).

В 1999 году проведено 284 скважино-исследований коллекторами “Надым-1” в том числе: -геологической службой -160 ; ОАО Корпорацией “Севергазсервис”-124.

Распределение количества исследованных скважин по УКПГ (газовым промыслам) выглядит следующим образом:

ГП - 1 - 42 скважины (42 скважино-исследований);

ГП - 2 - 41 скважина;

ГП - 3 - 42 скважины;

ГП - 4 - 36 скважин;

ГП - 5 - 28 скважин;

ГП -6 - 45 скважин;

ГП - 7 - 50 скважин.

Распределение количества исследованных скважин по УКПГ в 1999 году приведено в таблице 7.2

Таблица 7.2 Распределение количества исследованных скважин по УКПГ

УКПГ (сеноман)

Всего

1

2

3

4

5

6

7

Проект

43

41

42

36

30

46

50

288

Факт

42

41

42

36

28

45

50

284

Результаты исследования скважин коллекторам “Надым-1” оформлены соответствующим “Актом о специальном исследовании скважины”, в котором приводятся сведения о конструкции скважины, статическом устьевом и пластовом давлении и температуре, давлений на буфере, ДИКТе, затрубном пространстве, температуре и дебите скважины на каждом из режимов. Приведены объем и удельный вынос жидкости и мех. примесей на каждом режиме.

Удельное содержание жидкости в потоке газа определялось по формуле:

(7.1)

где Wв - удельное содержание жидкости, г/м3;

Vв - количество жидкости, полученной на режиме, литр;

Q - дебит газа на режиме, тыс. м3/сут;

t - время работы на режиме, мин;

1440 - переводной коэффициент (количество минут в сутках).

Удельное содержание выносимых механических примесей в газовом потоке определялось по формуле:

(7.2)

где Wn - удельное содержание механических примесей, мг/м3;

Vn - количество мех, примесей, отобранных на режиме, г;

Q -дебит газа на режиме исследования, тыс. м3/сут;

t - время работы на режиме, мин;

1440 - переводной коэффициент (количество минут в сутках),

7.3 Статические замеры в газовых и газоконденсатных скважинах

Замеры статических давлений в скважинах, эксплуатирующих сеноманскую залежь, проводились ежеквартально (3-4 скважино-исследования в кусте скважин).

В 1999 году был охвачен практически весь эксплуатационный фонд скважин, за исключением некоторых скважин на кустах, где не было произведено статических замеров по следующим причинам:

отсутствие дорог;

неудовлетворительное состояние фонтанной арматуры (технические неисправности);

невозможность остановки скважин по технологическим причинам (низкие температуры шлейфа).

Всего по действующему фонду сеноманских скважин было произведено 1730 замеров, а по фонду наблюдательных и разведочных скважин (7, 8, 41, 2H, 6H, 8H, 54Н, 58Н, 62Н, 64Н, 65Н, 02P, 06P, 442P, 443P, 444P, 445P, 446P, 447P, 448P, 449, 155) произведено 60 замеров статических параметров.

На неокомских скважинах в 1999 году было произведено 119 статических замеров по действующему и простаивающему фонду скважин (УКПГ-1В, 2В, 3В).

В результате проделанной работы было определено, что время восстановления статического давления на сеноманских скважинах колеблется в пределах от 0,5 до 2,0 часов, на неокомских скважинах - от 6 до 36 часов.

7.4 Глубинные исследования

Глубинные исследования на ЯГКМ в 1999 году проводились геологической службой с использованием автономных манотермометров АМТ-0,5 и АМТ-0,6 и на имеющейся технике, при помощи лебедок ЛСГ-10А на базе автомобиля КАМАЗ-4310, АИС-1 (агрегат исследования скважин) со сменными барабанами лебедок на базе автомобиля УРАЛ-5557-1112-10, а также ЛСВ-6 на базе ГАЗ-71.

Сеноман

Выходящих из освоения и при проведении КРС: 4233, 5142, 6068, 6096, 7164, 7196 (2 раза);

В наблюдательных и пьезометрических: 36П (5 раз), 50Н (4 раза), 51Н (3 раза), 53Н, 54Н, 58Н, 63Н, 203H (3 раза), 204H (3 раза), 205 (3 раза), 304Н (3 раза), 601П (4 раза).

Неоком

В течение отчетного периода проведено 122 глубинных замера в эксплуатационных, а также выходящих из освоения, КРС и перед запуском в эксплуатацию скважинах;

В наблюдательных: 401Н (3 раза), 402Н (4 раза), 403Н (4 раза), 407Н (2 раза), 411Н, 412Н (2 раза), 413Н, 414Н, 415Н (2 раза).

На скважинах №№ 20П, 26П, 32П, 57Н, 59Н, 602П, 603П установлены стационарные манотермометры СМТ-2. Стационарный манотермометр предназначен для измерения давления и температуры по стволу скважины или на определенной глубине и подвешивается на одножильном каротажном кабеле. Использование стационарных манотермометров СМТ-2 позволяет снимать показания давления и температуры в скважине без осуществления спуско-подъемных операций. В течение года при помощи СМТ-2 произведено 20 замеров пластовых давлений и температур.

На скважине № 59-Н стационарный манотермометр нуждается в извлечении, в связи с неисправностью.

Итого с помощью АМТ и CМТ-2 за 1999 год на сеноманских и неокомских скважинах было проведено 201 замер пластового давления и температуры.

Геологической службой согласно РД 39-093-91 проводились исследования по контролю за герметичностью эксплуатационной колонны при опрессовке методом снижения уровня. Замеры были произведены в следующих скважинах: 20601, 20603, 20605, 20607, 31008, 417Н.

8. Методы обработки результатов газодинамических исследований скважин на стационарных режимах

Для обработки были взяты 10 исследований сеноманских скважин последних двух лет, выбранных случайным образом. Каждое исследование было обработано пятью различными методами, как обычными, так и предложенными сравнительно недавно: двучленная, трехчленная и степенная формула притока; метод, учитывающий наличие конуса подошвенной воды, и метод, основанный на предположении о том, что потери давления пропорциональны сумме первой и третьей степеней скорости фильтрации.

Обработка велась путем расчетов дебитов по каждому методу и сравнению его с фактическими по каждой скважине.

8.1 Обработка результатов исследований

Для примера произведем обработку скважины 1041. Исходные данные для расчета приведены в таблице 8.1

Таблица 8.1 Результаты исследования скважины 1041 на стационарных режимах

№ скв.

Время,

Мин

Диам. шайбы,

м

Тгол,

°С

Рпл,

МПа

Рзаб,

МПа

ДP

МПа

Q,

тыс.м3/сут

Коэффициенты (факт)

А

В*1000

1041

40

0,0409

15,0

6,2214

5,6643

0,5614

887

0,00066015

0,00000775

40

0,0409

15,1

5,6643

0,5543

886

40

0,0379

15,3

5,7150

0,5026

831

40

0,0379

15,3

5,7251

0,4955

831

40

0,0339

15,4

5,8265

0,3952

749

40

0,0309

15,4

5,8873

0,3374

670

40

0,0279

15,1

5,9785

0,2422

584

Для расчета потребуются следующие исходные данные:

число режимов работы скважины;

пластовое давление;

фактические значения коэффициентов А и В по результатам обработки геологической службы ЯГКМ

Методика расчета

Для расчета были взяты универсальные формулы получения коэффициентов А и В.

(8.1)

(8.2)

где N число режимов работы скважины;

x и y имеют разные значения для каждого метода обработки.

двучленная формула притока:

x=Q; y=ДP2/Q

метод учитывающий наличие конуса подошвенной воды:

x=Q; y=Рзаб•ДP2/Q

Метод обработки по степенной формуле притока:

x=ln ДP2; y= ln Q

метод осреднения уравнений инерционного течения флюида в пористой среде:

x=Q2; y=ДP2/Q

обработка по трехчленному закону:

x=Q; y=(ДP2-С)/Q

По найденным значениям коэффициентов а и b находим значения расчетных дебитов и сравниваем их с фактическими. Затем вычисляем относительную погрешность по каждому режиму и находим среднюю погрешность по методу.

Результаты расчета дебитов по скважине 1041

Обработка результатов исследования скважин на стационарных режимах

скважина 1041

дата исследования 23 - 23. 7. 98

обработка в координатах (Рпл^2-Рзаб^2)/Q - Q

коэффициент A= 6.399916E-04 МПа^2/тыс куб в сут

коэффициент B= 7.784432E-06 (МПа/тыс куб в сут)^2

коэффициент корреляции =.9899403

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

882,0764

887

.5530941

2

882,0764

886

.4408516

3

841,0478

831

1.208401

4

832,5982

831

.1911407

5

741,7902

749

.9673054

6

680,9901

670

1.635988

7

577,2078

584

1.155655

Средняя погрешность,%

.8789193

обработка в координатах (P^2-Pz^2)/Q - Q^2

коэффициент A= 3.485772E-03 МПа^2/тыс куб в сут

коэффициент B= 5.207271E-09 (МПа/тыс куб в сут)^2

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

880,2812

887

.7486612

2

880,3750

886

.6348758

3

842,0938

831

1.334988

4

834,1250

831

.3760529

5

745,7188

749

.4589453

6

683,5938

670

2.005597

7

571,3438

584

2.140411

Средняя погрешность,%

1.099933

обработка в координатах (Рпл^2-Рзаб^2-C)/Q - Q

коэффициент A= 6.399916E-04 МПа^2/тыс куб в сут

коэффициент B= 7.784432E-06 (МПа/тыс куб в сут)^2

коэффициент C0= 0.5 МПа^2

величина завышения (занижения) забойного давления= 4.032374Е02 МПа

коэффициент корреляции =.9899403

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

880,2812

887

1.561797

2

880,3750

886

1.329750

3

842,0938

831

2.725542

4

834,1250

831

.7561803

5

745,7188

749

.8484602

6

683,5938

670

3.713906

7

571,3438

584

3.601349

Средняя погрешность,%

2.076712

обработка по степенной зависимости Q=C(Рпл^2-Рзаб^2)^N в билогарифмических координатах

коэффициент С= 328.7781 тыс куб в сут/(МПа)^2N

показатель степени N.5216051

коэффициент корреляции =.9976979

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

881.2686

887

.6437867

2

881.2686

886

.5316465

3

840.3919

831

1.12691

4

831.9824

831

.1139543

5

741.802

749

.9725777

6

681.6359

670

1.725218

7

579.3714

584

.7855873

Средняя погрешность,%

.8428115

обработка в координатах Рзаб(Рпл-Рзаб)^2/Q - Q

коэффициент A=-2.13615E-03 МПа^3/тыс куб в сут

коэффициент B= 4.629946E-06 МПа^3/(тыс куб в сут)^2

коэффициент корреляции =.9944601

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

888.6721

887

.1860162

2

888.6721

886

.2990929

3

838.7563

831

.9343079

4

828.8333

831

.2591754

5

730.1106

749

2.516221

6

672.4171

670

.3656461

7

590.4686

584

1.098267

Средняя погрешность,%

.8083896

проверка по результатам обработки НИЛ ЯГД

коэффициент A= 6.6015E-04 тыс куб в сут/МПа^2

коэффициент B= 7.75E-06 (тыс куб в сут)/МПа)^2

коэффициент C0=.5 МПа^2

проверка на режимах по дебитам

Номер режима

Q (расч.)

Q (факт)

Погрешность,%

1

881.5072

887

4.149476

2

881.5072

886

4.041292

3

840.3103

831

2.867551

4

831.8262

831

3.936217

5

740.6498

749

6.232847

6

679.6065

670

4.869048

7

575.4181

584

10.16084

Средняя погрешность,%

5.17961

8.2 Двучленная формула притока

К настоящему времени наиболее часто на территории стран СНГ используется связь между градиентом давления и скоростью в виде уравнения параболы с постоянными коэффициентами пропорциональности a и b, имеющего вид:

(8.3)

где a и b коэффициенты пропорциональности фильтрационного сопротивления;

Q дебит скважины;

Рпл, Рзпластовое и забойное давления соответственно.

Данный метод используется на ЯГКМ при обработке результатов исследования. Результаты обработки данным методом приведены в таблице 8.2

Таблица 8.2 Относительные погрешности при обработке данных исследований с помощью двучленной формулы притока.

Номер скважины

1041

1042

1043

1044

1045

1046

1047

1048

1049

1050

ср,%

0,879

1,059

1,033

2,386

0,438

139

1,356

1,250

1,680

8,79

max,%

1,636

2,060

2,388

4,760

0,941

263

2,051

3,318

4,610

32,70

Метод широко используется на ЯГКМ для обработки исследований, дает относительно небольшую погрешность2,1%, но без учета скважины 1046, погрешность которой по данному методу составляет 139%, это говорит о том, что обработка данных исследований этой скважины была произведена с грубейшей ошибкой, что недопустимо при прогнозе технологических режимов работы скважины.

8.3 Обработка с учетом конуса подошвенной воды

(8.4)

где a и b коэффициенты пропорциональности фильтрационного сопротивления;

Q дебит скважины;

Рпл, Рзпластовое и забойное давления соответственно.

Результаты обработки данным методом прведены в таблице 8.3

Таблица 8.3 Относительные погрешности при обработке данных исследований с помощью метода учитывающего наличие конуса подошвенной воды.

Номер скважины

1041

1042

1043

1044

1045

1046

1047

1048

1049

1050

ср,%

0,879

1,096

1,251

2,247

0,492

2,870

1,586

1,635

3,720

8,64

max,%

1,636

1,882

3,011

6,910

1,111

5,660

2,900

3,070

6,800

21,50

Данный метод дает наименьшие погрешности при наличии конуса подошвенной воды, в другом случае этот метод применять нецелесообразно.

8.4 Метод обработки по степенной формуле притока

В США принята степенная связь между градиентом давления и скоростью фильтрации с коэффициентами пропорциональности фильтрационного сопротивления в виде формулы:

(8.5)

где С и n коэффициенты пропорциональности, определяемые путем обработки результатов исследований в координатах

(8.6)

Результаты обработки данным методом прведены в таблице 8.4

Таблица 8.4 Относительные погрешности при обработке данных исследований с помощью метода обработки по степенной формуле притока.

Номер скважины

1041

1042

1043

1044

1045

1046

1047

1048

1049

1050

ср,%

0,843

1,022

0,919

2,491

0,454

3,050

1,260

1,176

2,927

8,77

max,%

1,725

2,009

1,853

5,269

0,940

6,390

2,212

3,274

7,580

30,40

Данная зависимость дает наименьшие погрешности при прогнозе дебитов, но (8.4) не имеет физического смысла и была выведена опытным путем.

8.5 Обработка методом предложенным Панфиловым М. Б.

Метод предложенный Панфиловым М. Б. осреднение уравнений инерционного течения флюида в пористой среде. Методом эффективной среды осреднены уравнения для процесса обтекания системы частиц, моделирующих пористую среду, потоком вязкой несжимаемой жидкости. Решение получено с использованием метода Гольдштейна. Установлено, что квадратичный по числу Рейнольдса член в осредненном уравнении движения выпадает.

(8.7)

Результаты обработки данным методом прведены в таблице 8.5

Таблица 8.5 Относительные погрешности при обработке данных исследований с помощью метода Панфилова М. Б.

Номер скважины

1041

1042

1043

1044

1045

1046

1047

1048

1049

1050

ср,%

0,808

1,376

0,927

2,055

0,886

4,280

1,710

1,635

3,68

13,74

max,%

2,516

3,765

1,712

3,150

1,897

7,310

2,740

3,072

15,00

62,70

Данный метод дает небольшие погрешности, но все же большие, чем (8.4) и на практике, пока нигде не используется.

8.6 Обработка по трехчленному закону

Практически невостребованным оказался метод допускающий связь между градиентом давления и скоростью фильтрации в виде «квадратного трехчлена», имеющему вид:

, (8.8)

(8.9)

(8.10)

Результаты обработки данным методом прведены в таблице 8.6

Таблица 8.6 Относительные погрешности при обработке данных исследований по трехчленному закону.

Номер скважины

1041

1042

1043

1044

1045

1046

1047

1048

1049

1050

ср,%

2,080

2,510

2,750

3,151

3,150

3,200

3,080

3,340

8,96

21,50

max,%

3,600

3,410

6,250

6,620

5,021

5,760

4,270

7,950

31,04

73,80

Данный метод используется при неполной стабилизации забойного давления и основан на вычислении коэффициента С0. Коэффициент С0, определяется графическим способом, как показано на рисунке. Использование этой формулы практически невозможно, т.к. расчет данного коэффициента базируется, как правило, на начальные участки индикаторных кривых, которых нет ни на одной из исследованных скважин. Поэтому использование данного метода возможно только при малых дебитах. На рисунке показаны варианты интерпретации результатов исследования скважины 1041 Ямбурского месторождения.

В целом любые из предложенных выше методов не являются универсальными для обработки результата любых исследований методом установившихся отборов. Но для прогноза дебитов, а также для прогноза технологических режимов работы скважин наиболее универсальной является степенная зависимость.

Таким образом после анализа первичных данных и результатов обработок можно сделать следующие выводы:

следует повысить точность расчетов пластового и забойного давлений по устьевым замерам;

по виду индикаторных линий и по результатам обработки нельзя с абсолютной уверенностью судить о процессах, происходящих в пласте, в том числе и о законе фильтрационного движения;

наиболее универсальной и надежной зависимостью для прогнозирования дебита по заданной депрессии является степенная зависимость.

необходимо внести изменения в методику проведения и обработки результатов исследования газовых скважин.

9. Мероприятия по улучшению исследований скважин

9.1 Факторы влияющие на качество определяемых по результатам исследования параметров

Количество определяемых параметров пласта и скважин зависит от качества измеряемых параметров, методов и расчетных формул для пересчета этих параметров применительно к забойным условиям, технологии проведения исследования и выбранной методики обработки полученных данных. Рассмотрим каждый из перечисленных факторов, влияющих на качество определяемых параметров. К ним относятся коэффициенты фильтрационного сопротивления а, b и зависимость между депрессией на пласт, дебитом скважин и количеством твердых и жидких примесей в составе добываемого газа. Как коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b, так и истинная взаимосвязь депрессии на пласт с дебитом газа зависят от качества измерения давления. Применяемые измерители давления на промысле полностью подходят для выполнения поставленной задачи, так как более совершенные и точные измерители давления на газовых скважинах практически не применяются. Погрешности, связанные с измерением давления (в том числе и дебита через известное давление на ДИКТе или дифманометре), связаны не с неточностью использованных на предприятии манометров, а с особенностью Ямбургского месторождения, заключающейся в том, что из-за высокой проницаемости пласта создаваемая депрессия на пласт весьма незначительна и часто сопоставима с классом точности измерителей давления. Поэтому даже незначительные ошибки в измерении давления на отдельных режимах работы скважины в процессе ее исследования могут нарушить зависимость между депрессией на пласт и дебитом, характерную для данных месторождений или отдельных участков этих месторождений.

Следующим фактором, влияющим на качество определяемых параметров пласта и скважин, является методика, используемая при пересчете устьевых давлений, измеренных при различных режимах работы скважины, на забойные. Причем ошибки формул для пересчета устьевого статического давления на пластовое и устьевых давлений на забойные несопоставимы. Это связано с тем, что точность барометрической формулы выше, чем формулы для определения забойного давления по подвижному потоку газа в фонтанных трубах. Точность последней обусловлена шероховатостью труб, наличием внутрискважинного оборудования - пакера, муфт; клапанов, наличием жидкости в потоки и ее влиянием на коэффициент гидравлического сопротивления и т.д. Перечисленные параметры могут изменить величину истинного забойного давления, сопоставимую с создаваемой депрессией на пласт. Отсутствие точных расчетных формул, позволяющих учесть влияние перечисленных выше параметров на забойное давление, делает безуспешными попытки устранения влияния методов расчета забойного давления на качество определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и на связь депрессии на пласт с дебитом.

Другим фактором, влияющим на качество определяемых по результатам исследования параметров, является технология проведения исследования. Так как основным способом определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и связи депрессии с дебитом газа являются исследования, проводимые при стационарных режимах фильтрации, эти исследования должны проводиться с соблюдением полной стабилизации дебитов и забойных давлений на различных режимах работы скважин и полного восстановления давления между режимами. Если эти условия не соблюдены, то необходимо использовать изохронный или экспресс-метод, отметив при этом в актах исследования способ и продолжительность испытания скважин.

Особое внимание следует обратить на результаты представленных исследований по установлению качественной связи между депрессией на пласт, дебитом газа и количеством жидких примесей на различных режимах. Ранее были приведены данные о продолжительности работы скважин на режимах как при стандартных, так и при специальных исследованиях. Эти данные не могут быть приняты в качестве времени, необходимого для стабилизации процессов разрушения призабойной зоны и выноса на поверхность продуктов разрушения на режимах, так как продолжительность 30 мин недостаточна для стабилизации количества твердых примесей при заданной депрессии.

Не менее важным фактором является и методика обработки результатов проведенных исследований. Как уже было отмечено, на предприятии «Ямбурггаздобыча» используется программа определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, дебитов скважин, методом наименьших квадратов. Однако этот метод в условиях небольших депрессий на пласт, приближенного сравнительно неточного определения забойных давлений, а также при ограниченном числе режимов достаточно часто дает неверные результаты по коэффициентам а и b, физическая сущность которых противоречит законам природы о сопротивлениях, возникающих при движении жидкости и газа в пористой среде.

9.2 Изменения в методике проведения и обработки результатов

Из анализа исследований проведенных на ЯГКМ следует, что необходимо внести некоторые изменения в методику проведения и обработки результатов исследования газовых скважин [4].

Исследование газовых скважин делится на два этапа: первый сводится к проведению исследований на скважине и записи первичных результатов, т.е. давлений и температур; второй заключается в обработке результатов. Как правило, между первым и вторым этапами обычно проходит большой промежуток времени. До окончательной обработки результатов вид индикаторной кривой неизвестен. Поэтому невозможно на скважине проверить и вовремя исправить допущенные при исследовании ошибки.

Как следует из анализа многочисленных промысловых испытаний, неточности и ошибки в исследованиях объясняются именно тем, что во время проведения опытов не обрабатываются их результаты и не исправляются полученные искаженные экспериментальные данные. Последующее повторение исследований после второго этапа часто сопряжено с трудностями. В разведочных скважинах иногда невозможно повторить исследования при переходе на вышележащий горизонт или консервации скважины. Во время проведения специальных исследований скважины по циклам их обработка непосредственно на скважине приобретает еще большее значение.

Поэтому необходимо в процессе исследования непосредственно на скважине производить первичную обработку исходных данных, т.е. определять дебиты газа, пластовое и забойное давления, строить кривые стабилизации и нарастания давления, индикаторные кривые и анализировать их вид и т.д.

При обработке результатов обычно проводятся стандартные расчеты Q, Pпл, Рст и т.д. Для ускорения расчетов и возможности их проведения на скважинах можно использовать соответствующие графики и номограммы.

Работа по исследованию газовых скважин при стационарном режиме фильтрации ведутся в направлении:

а) совершенствования методов и аппаратуры для исследования скважин, чтобы получить полный комплекс данных (исследование при выпуске газа в газопровод, изучение влияния глинизации призабойной зоны пласта, создание передвижных установок, построение номограмм);

б) изучение влияния различных ошибок в определении давления и дебита на форму индикаторной кривой;

в) изучение притока газа к забою и связанных с этим ошибок, если уравнения пишутся для идеальных газов.

9.3 Исследования скважин с выпуском газа в газопровод

Выпуск газа в атмосферу при исследовании может быть допущен только в случае, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу, и при наличии резких колебаний давления в газосборной сети в течение периода исследований скважин на данном - режиме работы скважины в случае некритического истечения газа на штуцере. Последнее, как показывает практика, встречается очень редко, т.е. большую часть скважин можно исследовать при направлении газа в газопровод. В этом случае:

а) более точно определяют параметры пласта, особенно при продолжительном периоде стабилизации забойного давления;

б) более правильно устанавливают технологический режим работы скважины, так как исследование может продолжаться более длительное время и имеется возможность в сепараторах точнее измерить количество жидких и твердых примесей на различных режимах работы, т.е. установить предельные дебиты и депрессии во время выноса породы и подтягивания конуса подошвенной воды;

в) выясняют условия гидратообразования и выбирают наиболее эффективную технологическую схему сепарации газа;

г) улучшаются условия испытания; отсутствуют шум и вибрация оборудования;

д) устраняются потери газа.

Исследуя скважины при поступлении газа в газопровод и обрабатывая по методике можно определить коэффициенты А и В и пластовое давление, не останавливая скважины. Это позволяет осуществить испытание всех эксплуатирующихся скважин одновременно, соответственно уменьшая и увеличивая дебиты отдельных скважин с таким расчетом, чтобы суммарный их дебит оставался неизменным.

Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлением должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех 5-6 режимах, предусмотренных методикой исследований. В некоторых случаях, т.е. когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.

Порядок проведения испытания скважин с выпуском газа в газопровод методом установившихся отборов заключается в следующем.

Оценивается дебит исследуемой скважины по формулам

(9.1)

(9.2)

Формула (9.1) показывает предельное значение дебита, обусловленное характеристикой пористой среды и конструкцией скважины, при испытании с выпуском газа в атмосферу.

Формула (9.2) показывает предельную производительность скважины при поддержании заданного после диафрагмы давления Р2 в системе сбора и транспорта газа.

Все данные из формул берутся из предыдущих исследований. Если скважина исследуется впервые, то дебит оценивается ориентировочно по данным соседних скважин, соответствующим по своим геолого-техническим параметрам исследуемой скважины, а также с учетом данных ее продувки.

В зависимости от числа предполагаемых режимов полученный дебит скважины равномерно делится на число этих режимов так, чтобы режим с максимальным дебитом соответствовал 80% максимума шкалы измерителя. Режимы, попадающие по дебиту ниже 30% шкалы замера, должны быть исследованы другим дифманометром, максимум которого соответствует 30% первого.

Если исследования проводятся одним из ускоренных методов, то один из режимов, на котором требуется полная стабилизация всех параметров, выбирается таким, чтобы исключались возможности накопления в стволе скважины жидкостной или песчаной пробки, а также влияние упругих свойств пласта и флюидов на характерную зависимость между дебитом и депрессией на пласт.

Если дебит скважины значительно ниже, чем верхний предел номинальной работы дифманометра на высокую производительность, то исследование на всех либо на большинстве режимов проводится расходомером на низкую производительность.

Измерение давления до диафрагмы и перепада давления можно осуществить как самим дифманометром, так и отдельными образцовыми манометрами синхронно с измерением давлений на устье и забое скважины.

Необходимое давление после диафрагм определяется предварительно с учетом устьевого давления, длины шлейфа и давления сепарации или транспорта газа и устанавливается путем использования штуцеров или регулируемых задвижек.

9.4 Перспективы развития гидродинамических методов исследования газовых скважин

При дальнейшем развитии гидродинамических методов исследования скважин необходимо обратить внимание на усовершенствование применяемых и разработку новых методов исследования скважин и совершенствование техники испытаний и создание соответствующих приборов и аппаратуры, обеспечивающих проведение всего комплекса исследований и получение исходных данных с достаточной степенью точности.

Основные вопросы в области методики исследований газовых скважин следующие.

Получение точных решений задач нестационарной фильтрации газа для конечного пласта с учетом нарушения линейного закона и притока газа в ствол скважины.

Определение параметров пласта по результатам взаимодействия двух и более газовых скважин и данным эксплуатации месторождения в целом.

Усовершенствование методики комплексных гидродинамических и геофизических исследований газовых скважин.

Определение поствольных гидродинамических и термодинамических характеристик притока с учетом выпадения жидкой фазы, изменения состава газа и реальных свойств газа.

Усовершенствование методики определения предельно допустимых дебитов газа, причин их ограничения и состояния забоя, ствола и призабойной зоны пласта.

Приборы и аппаратура, применяемые при исследовании газовых скважин, как правило, не отвечают современным требованиям. Это часто приводит к тому, что невозможно использовать на практике теоретически разработанные методы исследований при нестационарных режимах фильтрации. Кроме того, приборы и аппаратура, необходимые для исследования скважин, выпускаются в недостаточном количестве. Для широкого применения гидродинамических методов исследования на практике и более точного определения параметров пласта и характеристик скважин необходимо:

- увеличить выпуск образцовых манометров, глубинных термометров, пробоотборников и дифференциальных манометров ДГМ-4, обеспечивающих достаточную точность показаний и надежность в работе в промысловых условиях;

- разработать регистрирующие манометры с точностью измерений до 0,001 ат и широким диапазоном изменения скорости регистрации для измерения давлений на устье и забое газовых скважин;

- разработать электрические датчики для измерения давлений и температуры на забое и устье с классом точности 0,2--0,35 с соответствующими вторичными приборами и кабелем минимального диаметра, позволяющим удобно и быстро осуществлять их спуск в газовую скважину;

- разработать глубинные расходомеры для газовых скважин, показывающие дебит газа из каждого пропластка, регуляторы давления и расхода газа для высоких давлений (до 250 ат. и более) и дебитов газа до 2 млн. м^3/сут;

- создать удобную конструкцию лубрикатора небольшой высоты с принудительным спуском и подъемом приборов на кабеле для проведения исследований в газовой среде под давлением;

- создать передвижную установку, позволяющую в процессе исследований наряду с записью давлений, температуры и дебитов газа определять состав газа, количество жидкой и твердой фаз в струе газа и на забое при различных режимах работы скважины.

Выполнение указанных работ позволит с большой точностью определить параметры пласта, поствольные и устьевые гидродинамические и термодинамические характеристики по минимальному числу скважин и сократить сроки испытаний.

10. Снижение себестоимости добычи газа

Себестоимость продукции часть общественных издержек производства, то есть стоимость, представляющая собой денежные затраты предприятия на производство и реализацию продукции. В себестоимость добычи газа входят затраты на электроэнергию, пар, воду, текущий ремонт и амортизацию скважин и прочих основных фондов, заработная плата работников и т.д. В зависимости от полноты расходов, относимых на газ, различают промысловую и полную себестоимость. Соотношение отдельных видов расходов в общем итоге затрат, выраженное в процентах, отражает структуру себестоимости. В структуре себестоимости добычи газа большой удельный вес (20 - 30) занимают амортизационные отчисления, что свидетельствует о капиталоемкости. Значительная доля приходиться на общепроизводственные и прочие расходы.

Снижение себестоимости добычи газа - важнейшая задача каждого предприятия. От этого зависит уровень себестоимости и цен на продукты нефтегазопереработки и нефтехимии. Без систематического снижения себестоимости продукции невозможно обеспечить эффективное ведения хозяйства и дальнейшее укрепление хозрасчета на буровых и в нефтегазодобыче. От этого зависит прибыль, уровень рентабельности, размер фондов, экономического стимулирования и другие показатели.

10.1 Структура управления предприятием

К функциям предприятия "Ямбурггаздобыча” относятся:

разработка и внедрение новых технологий;

совершенствование используемых технических средств;

создание и внедрение Автоматизированных Систем Управления (АСУ);

техническое обслуживание и ремонт техники и оргтехники;

проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в части совершенствования и развития Автоматизированных Рабочих Мест (АРМ), комплексных технических средств АСУ ТП;

консультация и обучение инженерно-технических работников и служащих предприятий и организаций в условиях автоматизации систем управления и компьютеризации производственной деятельности;

совершенствование средств, используемых предприятиями

Объединенный отряд военизированной и пожарной охраны в 1993 году был реорганизован и введен по командам в структурные единицы предприятия.

Новая служба - управление главного энергетика была создана с целью централизованного обеспечения надежности содержания и ремонта энергомеханического оборудования всех подразделений предприятия.

Структурных изменений предприятия в 1999 г. не было.

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

Технико-экономические показатели представлены в таблице 10.1

Таблица 10.1-Технико-экономические показатели работы предприятия “Ямбурггаздобыча” за 1997 г.

<...

1996 г.

1997 г.

Факт

план

Факт

%

1

2

3

4

5

Валовая

Добыча газа,млн. м3

В т.ч. -Тазовский

участок, млн. м3

Ямбургское м/р млн. м3

- сеноман, млн. м3

179296,470

67,070

179229,400

174098,001

176640,000

72,070

176567,930

171025,070

1777803,662

73,100

177730,552

172096,418

100,7

100,4

100,7

100,6

- неоком, млн. м3

5131,399

5542,860

5634,134

101,6

Добыча газового конденсата, тыс. т

560,426

569,000

675,126

110,3

Товарный газ природный,

Млн.м3

178970,970

176166,200

177329,862

100,7

в т.ч. Тазовский

участок, млн.м3

63,070

61,570

62,610

101,7

Ямбургское м/р, млн.м3

178907,900

176104,630

177267.252

100,7

- сеноман, млн.м3

173805,601

170594,170

171665,518

100,6

-неоком, млн.м3

5102,299

5510,460

5601,734

101,7

Товарный газ потребителям, млн.м3

178970,970

176166,200

177329,862

100.7

Товарный конденсат, тыс. т

552,680

538,000

655,230

121,8

Конденсат на ПТН, тыс.т

7,746

58,000

1,896

3,3

Расход газа на ПТН, млн.м3

325,500

473,800

473,800

100

Среднесуточная валовая добыча газа, млн.м3

491223

48945

487133

100,7

Тазов. Участок, млн.м3 Ямбургское м/р, млн.м3

184

197

200

101,5

491039

483748

486933

100,7

- сеноман, млн.м3

476981

468562

471497

100,6

-неоком, млн.м3

14059

15186

15436

101,6

Среднесуточная добыча

Конденсата, т

1531

1628

1795

110,3

Валовая продукция, тыс. руб.

2132850,1

2123214,1

2140747,5

100,8

в т. ч. газ прир., тыс. руб.

2079474,1

2060843,4

2076031,3

100,7

Конденсат, тыс. руб.

13596,6

15100,0

16121,8

106,8

Реализация продукции, тыс. руб.

5947772,5

2108693,7

1815799,6

86,1

в т. ч. газ прир., тыс. руб.

557462,5

2055273,3

1743866,0

84,8

Конденсат, тыс. руб.

25787,2

13635,0

40684,7

298,4

Выработка продукции на

1 работника, тыс. руб.

963,782

744,349

Себестоимость

Товарной Продукции, тыс. руб.

859996,0

1760503,5

Затраты на 1 руб. товарной продукции,

Коп.

82,19

81,35

Себестоимость

1 тыс. м3 газа, тыс. руб.

4,63

9,35

Себестоимость 1 т конденсата, тыс. руб.

23,76

89,97

Балансовая прибыль, млн. руб.

114,30

173,45

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены