Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин

3. Если на режимах исследования скважины методом установившихся отборов отсутствуют механические примеси, то за максимально допустимый дебит принимается максимальный дебит скважины, полученный при проведении исследования (Q_max), с учётом максимально допустимой депрессии на пласт, в том числе в условиях обводнения коллектора.

4. Далее проводится сопоставление Q_{max МП} , Q_{min НКТ} , Q_max , дебитов газа на рабочем режиме (Q_раб) и формируется требуемые для эксплуатации расходы газа по скважинам по условиям приведённым ниже.

5. Если Q_{max МП} меньше Q_{min НКТ} ,то принимается Q_{min НКТ} *1,1.

6. Если Q_{max МП} равен Q_max и больше Q_{min НКТ}, то принимается Q_max *0,95.

7. Если Q_{max МП} равен Q_max и меньше Q_{min НКТ}, то принимается Q_{min НКТ} *0,7.

8. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q_раб < 0,4* Q_{min НКТ} и диаметр шайбы на устье (D_шайбы) больше максимального диаметра проходного сечения седла устьевого штуцера (D_{штуцера}), то скважина не используется при дальнейших расчётах и рекомендуется её временная остановка.

9. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q_раб равен или больше Q_{min НКТ} и диаметр шайбы на устье D_шайбы = D_{штуцера}, то скважина рекомендуется к эксплуатации, независимо от величины максимально допустимого дебита определённой ранее. Если в результате моделирования рабочий расход газа Q_раб > 0,4* Q_{min НКТ} и диаметр шайбы на устье D_шайбы = или > D_{штуцера}, то скважина рекомендуется к эксплуатации с использованием поверхностно-активных веществ.

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

10. Если по скважинам диагностируется наличие в продукции пластовой воды, то необходимо скорректировать дебиты этих скважин до величины близкой к Q_{min НКТ}, либо принимать решение о временном выводе конкретной скважины из эксплуатации для проведения ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды.

11. Далее, используя допустимые дебиты газа по скважинам, требуется провести итерационные расчёты, изменяя диаметр устьевой шайбы до получения допустимых величин в результате моделирования работы всех скважин промысла с учётом сети сбора продукции. Граничными условиями в модели являются пластовые давления в районе скважин и технологически достижимое давление на входе в промысел.

12. Если продуктивная характеристика скважина не позволяет получить допустимый расход газа при полностью открытом устьевом штуцирующим устройстве и технологически достижимых давлениях в промысел, то необходимо использовать критерий, изложенный в пунктах 8 и 9.

13. Итогом итерационных расчётов является оптимальный дебит скважины - это расход газа, при котором обеспечивается прогнозируемая и безопасная работа скважины, с учётом ожидаемого давления в сети сбора газа при условии выполнения геолого-технологических ограничений по данной скважине. Оптимальный дебит скважины характеризует величину среднего за квартал (месяц) рабочего дебита скважины в газосборную сеть.

14. Если в результате расчёта технологического режима работы скважины скорость потока газа в шлейфе составляет менее 2 м/с, то в зимнее время (при температурах ниже -30⁰С) необходимо временно остановить эту скважину для предотвращения замерзания скопившейся жидкости в газопроводе.

15. Если в результате расчёта технологического режима работы скважины скорость потока газа в боковых отводах фонтанной арматуры более 9 м/с, то необходимо снизить дебит газа для предотвращения абразивного разрушения иглы в угловом штуцере.

Основными характеристиками технологического режима работы скважин на месторождениях являются оптимальный и допустимый дебиты [7]. Поскольку на сегодняшний день нет единой методической основы к вопросу обоснования оптимального и допустимого технологического режима работы скважин автором разработана и используется принятая им терминология. При ее разработке учитывалось то обстоятельство, что оптимальный дебит назначается с учётом динамики давлений в системе сбора, а допустимый - это верхняя граница, выше которой эксплуатировать нельзя при любых условиях в системе сбора газа (в этом случае и происходит ручное регулирование на устьях скважин. Даже если скважина имеет неплохую производительность, её дебит могут ограничивать, например, из-за большого количества песка в продукции и частых случаев абразивного износа).

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

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

Традиционный подход к созданию гидродинамических моделей сеноманских залежей включает в себя следующие основные этапы: подготовка исходных данных; сбор, систематизация и анализ геологической и промысловой информации; адаптация модели к параметрам водонапорного бассейна (темп обводнения залежи, объемы внедрения воды; корректировка фильтрационно-емкостных свойств модели: адаптация модели к динамике текущих пластовых давлений, адаптация модели по фактическому подъёму ГВК; уточнение параметров работы скважин (продуктивности, потери давления в стволах). На практике, если адаптация моделей по пластовым и устьевым давлениям не вызывает особых трудностей, то настройка моделей по обводнению часто носит условный характер, что связано как с дефицитом информации по внедрению воды в залежь, так и с её представительностью.

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

Для долгосрочного прогнозирования крайне важно иметь картину распределения фактических давлений в обводняющемся во времени объеме газовой залежи. Для качественной адаптации моделей залежей с длительной историей разработки автором использовались результаты замеров пластового давления в водонасыщенной части залежи, полученные в пьезометрических скважинах. Как показали гидродинамические расчеты, трёхмерные модели при адаптации по истории разработки требуют корректировки не только исходной проницаемости и параметров водонапорного бассейна (аквифера), но и объемных параметров в ячейках, расположенных ниже начального контакта газ-вода (поровых объемов). При этом достигается соответствие расчётных и фактических параметров по истории разработки месторождения, а соответственно повышается эффективность прогноза разработки. Анализ фактических данных по пьезометрическим скважинам позволил сделать вывод о наличии локальных аномально высоких вертикальных градиентов давлений между газовой и обводнённой частями залежи. На рисунке 4 приведена динамика пластовых давлений в эксплуатационном кусте, расположенном в районе ГП-6 Медвежьего месторождения и скважине №66, перфорированной в обводнённой части сеноманской залежи. Как видно из рисунка 5 по эксплуатационным скважинам снижение давления в различных частях продуктивного разреза происходит достаточно равномерно. По скважине №66, середина интервала перфорации которой находится выше начальной отметки контакта газ-вода и ниже на 22 метра нижних перфорационных отверстий добывающей скважины 610, пластовое давление значительно выше, чем в эксплуатационных скважинах. При этом перепад давления между обводнённой частью залежи и газовой постоянно увеличивается.

С учётом результатов замеров давлений в обводнённой части газовой залежи автором адаптирована трёхмерная модель пласта ПК1 Медвежьего месторождения, что позволило впервые провести оценку распределения пластового давления в обводнённой зоне сеноманских газовых залежей с учетом аномально высоких вертикальных перепадов давлений между газовой и обводнённой частями залежи.

Для качественной адаптации модели с длительной историей разработки автором использовались результаты замеров пластового давления в обоводнённой части залежи, полученные в пьезометрических скважинах. Как показали гидродинамические расчеты, трёхмерные модели при адаптации по истории разработки требуют корректировки не только исходной проницаемости в газовой части и параметров водонапорного бассейна (аквифера), но и объемных параметров в ячейках, расположенных ниже начального контакта газ-вода (поровых объемов). На рисунке 6 тёмно синим цветом показана область, в которой проводилась корректировка начальной массы воды. При этом достигается соответствие расчётных и фактических параметров по истории разработки месторождения, а соответственно повышается эффективность прогноза разработки.

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

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

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

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Установлено, что для сеноманских газовых залежей крупных месторождений севера Западной Сибири, в условиях поэтапного освоения эксплуатационных участков и вторжения подошвенных вод в газовую часть залежи, одним из основных факторов, определяющих динамику текущих пластовых давлений являются внутрипластовые перетоки газа.

Предложен способ повышения эффективности разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего НГКМ путём периодической эксплуатации скважин. Вследствие притока газа из периферийных участков залежи после остановки скважин происходит рост пластового давления в купольной части залежи, и, следовательно, повышается производительность скважин при дальнейшем их запуске. Данное мероприятие реализовано на практике в 2009г., путём остановки и последующего запуска скважин газовых промыслов 6 и 7 Медвежьего месторождения.

В результате анализа существующих методик расчета дебитов скважин, необходимых для выноса жидкости с забоя установлено, что наиболее корректной является плёночная модель течения газожидкостной смеси в вертикальных трубах. Для практических расчётов приемлемы критерии Точигина, Кутателадзе и эмпирическая формула, полученная В.Н.Гордеевым.

Для снижения рисков интенсивного абразивного износа промыслового оборудования усовершенствован метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины (сеноман), заключающийся в установлении скоростей потока в отводах фонтанной арматуры до 9 м/с.

Разработана новая методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в условиях водопескопроявлений, позволяющая рассчитывать диаметры штуцирующих устьевых устройств для обеспечения наибольшей производительности скважин с учётом геолого-технологических ограничений и условий в системе сбора газа.

Предложены подходы к адаптации трёхмерной газодинамической модели сеноманской залежи, учитывающие особенности распределения пластового давления в обводнённой части газовой залежи, позволяющие повысить точность прогнозных расчётов показателей разработки.

Разработан способ оперативной оценки технического состояния газовых скважин, позволяющий определить причины межколонных газопроявлений.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Архипов Ю.А., Чупова И.М., Меженина О.С. Применение методов газодинамического моделирования с целью регулирования процесса разработки газовых месторождений (на примере ГП-9 Медвежьего ГКМ) // 6-я Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, доклады призёров и тезисы докладов. - М.: 2005. - С.25.

2. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов // Всероссийская научно - практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», материалы конференции. - М.: 2003. - С. 98-103.

3. Архипов Ю.А., Харитонов А.Н. Результаты оценки минимально допустимого дебита для удаления жидкости с забоя газовых скважин (на примере Медвежьего ГКМ)» // Конференция посвящённая 45-летию «СеверНИПИгаз», материалы конференции. - У.:2006. - С.157-164.

4. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М. Оптимизации процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования // Наука и техника в газовой промышленности - 2007. - №2. - С.22-29.

5. Архипов Ю.А., Аксютин О.Е., Березняков А.И., Харитонов А.Н., Смолов Г.К., Осокин А.Б., Чупова И.М. Принципы построения системы управления разработкой месторождений c использованием современных информационных технологий // Газовая промышленность - 2007. - №11. - С.23-28.

6. Архипов Ю.А., Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Чупова И.М., Скоробогач М.А. Особенности назначения и расчёта технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье. // Наука и техника в газовой промышленности - 2008. - №4. - С.68-75.

7. Архипов Ю.А. , Харитонов А.Н., Давлетов К.М., Скоробогач М.А., Юмшанов В.Н., Дунаев А.В., Глазунов В.Ю. Результаты внедрения интегрированной модели Ямсовейского нефтегазоконденсатного месторождения (сеноман) // Научно-технический сборник. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - 2010. - №1. - С.38-52.

8. Патент России № 2202693 Способ диагностики технического состояния газовых скважин. Кононов В.И., Облеков Г.И., Березняков А.И., Гордеев В.Н., Харитонов А.Н., Архипов Ю.А., Поляков В.Б., Забелина Л.С. 03.04.2001, опубл. 20.04.2003. - 10 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru