Деятельность ГКМ Медвежье

В двадцать первом веке нефтегазовая промышленность стала ведущей промышленностью в деятельности человечества. Это связано с появлением новых технологий, которые требуют большого количества энергии.

В настоящее время во всем мире разрабатывается большое количество нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, что требует установление правильного технологического режима на каждую новую скважину с помощью газогидродинамических исследований.

Газогидродинамические исследования — основной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

При газогидродинамических исследованиях газ пропускают через сепараторы, где от него отделяют твердые частицы и жидкость. Наблюдая за накоплением их в сепараторах, устанавливают, при каком дебите и какой депрессии начинается разрушение пласта и поступление воды в скважину. Эти депрессии называют максимально допустимыми. Наблюдают также за техническим состоянием оборудования, например, за вибрацией.

1. Геолого-промысловая характеристика ГКМ Медвежье

1.1 Общие сведения о местоположении месторождения

Газоконденсатное месторождение Медвежье находится на севере Западно-Сибирской равнины, в междуречье реки Надым и реки Пур.

В административном отношении месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшая железнодорожная станция Лабытнанги находится на расстоянии 330 км западнее месторождения. Осуществляется грузовое движение по железной дороге Старый Надым — Новый Уренгой. В южной части месторождения проходит трасса газопроводов Надым — Пунга — Урал.

В орогидрографическом отношении район работ представляет собой пологохолмистую водораздельную равнину с абсолютными отметками рельефа от 35 до 100 м. В долинах рек отметка рельефа уменьшается до 7 — 20 м. Наиболее крупной рекой является река Надым. Вскрытие ото льда происходит в конце мая в начале июня. Ледостав заканчивается в конце октября, однако движение гусеничного транспорта по льду возможно лишь с конца ноября.

Наибольшим распространением пользуются озёра, большинство термокарстового происхождения, характеризуемые округлыми очертаниями. Площадь озёр варьируется в интервале от 4,5 до 20 км², глубина от 1 до 5 м. Встречаются озёра провального типа, площадью до 2,5 км² и глубиной до 20 м.

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым — Правая Хета достигает 200 — 250 м, нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке месторождения достигает 430 м.

Климат района субарктический и характеризуется продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет 5,6 С. Наиболее холодными месяцами являются, январь и февраль. Только четыре месяца в год (июнь—сентябрь) имеют положительную среднемесячную температуру.

В районе производятся геологоразведочные работы и добыча газа. Водоснабжение объёктов осуществляется с крупных водозаборов: Ныдинского и Пангодинского.

На рисунке 1.1 изображена обзорная карта нефтегазоносности севера Западно — Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Рисунок 1.1 — Обзорная карта нефтегазоносности севера Западно — Сибирского нефтегазоносного бассейна

1.2 Характеристика продуктивных газоносных пластов

В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа: фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, составленной в 1984 году, ГКМ Медвежье находится в пределах структуры первого порядка — Медвежьего мегавала, который осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25−50 км.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скважины 11).

По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.

На рисунке 1.2 изображена структурная карта ГКМ Медвежье.

На рисунке 1.3 изображен продольный профиль текущего ГВК по месторождению Медвежье на первое октября 2007 года.

Рисунок 1.2 — Структурная карта ГКМ Медвежье Геологический разрез представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Глубокие разведочные скважины вскрыли нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м.

Западно-Сибирская провинция делится на три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9−1130,4 м. Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях.

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90%, составляя в среднем для залежи — 70%. Эксплуатационное бурение установило значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30−50 м, вместо ожидаемых 60−70 м.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 м до 1141,2 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км².

При испытании разведочных скважин получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м^З/сут через 25,4−31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195−3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519- 1500 тыс. м³.

Наиболее часто встречаются значения пористости 25−35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость изменяется от 1 мД до нескольких Дарси. Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 Д.

Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.

Так скважины УКПГ-5 (№№ 504, 511, 503), УКПГ-7 (№№ 715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10−50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35−40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ-8 (№№ 852 853, 858, 859). Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана скважинами УКПГ-9 (№№ 1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован. Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050,1051,1045,1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15−17 м ниже проектных отметок.

Сеноманская продуктивная толща месторождения Медвежье представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

1.3 Характеристика физико-химических свойств природных углеводородов и пластовой воды

Компонентный состав природного газа месторождения Медвежье, приведён в таблице 1.1 (данные за август 2006 г.):

Таблица 1.1 — Состав газа на газоконденсатном месторождении Медвежье

Свойства природного газа на ГКМ Медвежье:

— теплота сгорания, при 20 ⁰С и 101,325 КПа: 7930 ккал/м³;

— абсолютная плотность, при 20 ⁰С и 101,325 КПа: 0,6729 кг/м³;

— относительная плотность, при 20 ⁰С и 101,325 КПа: 0,559.

Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевого типа, минерализация которых составляет 16,6ч21,2 г/л. Концентрация йода 12,6ч29,9 мг/л, брома 36,6ч68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта, рассчитанная исходя из начального пластового давления в залежи (11,53 МПа) и условия предельного насыщения их растворенным газом в приконтактной зоне с залежью, составила 1970 см³/л на Медвежьем поднятии.

Поступающий на УКПГ с ДКС природный газ имеет следующие основные физико-химические свойства:

— газ без цвета, запаха и вкуса;

— плотность при нормальных условиях, кг/м³ 0,72;

— удельная теплоемкость, кДж/(кг•град):

— изобарическая, 2,23;

— изохорическая, 1,70;

— количество воздуха для сжигания 1 м³ газа, м³ 9,52;

— теплопроводность, Вт/мК 0,03;

— вязкость динамическая, Пас…103,510^-7.

По физико-химическим показателям природные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Характеристика качества природного газа на ГКМ Медвежье

Углеводородный конденсат представляет собой жидкие углеводороды, состоящие из 75% и 5% ароматических углеводородов со следующими основными физико-химическими свойствами:

— плотность кг/м³… 870;

— цетановое число…38;

— фракционный состав, ^оС:

— начало кипения…204;

— 10% выкипания…223;

— 50% выкипания …250;

— 96% выкипания…311;

— конец выкипания…328;

— температура застывания, ^оС…-70;

— коксуемость 10% остатка,%, не более 0,05;

— вязкость кинематическая при 20^о С, м²/с…5. 10⁶;

— кислотность по КОН, мг…5,6;

— содержание серы,%, не более…0,01;

— содержание фактических смол, кг/м³…0,13;

— температура вспышки, ^о С…65.

1.4 Запасы газа

Впервые запасы газа были подсчитаны в 1969 году в объеме 1548,13 млрд. м³ по категории В+С₁, по материалам бурения тридцати разведочных скважин.

К 1987 году был накоплен фактический материал по данным бурения эксплуатационных скважин и по истории разработки месторождения, что позволило ТюменьНИИгипрогазу оценить запасы газа на основе методов материального баланса в объеме 1923 млрд. м³. На первое января 1987 года было пробурено 12 поисковых, 36 разведочных и 381 эксплуатационная скважина, из них 11 поисковых, 6 разведочных и 381 эксплуатационная скважина пробурены после утверждения запасов в 1969 году, из них 4 разведочных и 86 эксплуатационных скважин после 1985 года.

На первое января 1987 года было добыто 823,8 млрд. м³ газа. Средний дебит скважин составил 640 тыс. м³/сут. Одновременно концерном Главтюменьгеология был представлен пересчет запасов газа объемным методом. Последние оценивались в 2726 млрд. м³.

В 1992 году ТюменьНИИгипрогазом, с учетом промысловой информации по 188 эксплуатационным скважинам, вскрывшим продуктивный разрез до поверхности начального ГВК, проведена оперативная оценка запасов газа, которая дала величину начальных запасов 2048 млрд. м³.

2. Техника и технология добычи газа, конденсата и воды на ГКМ Медвежье

2.1 фактические и проектные показатели разработки месторождения

В таблице 2.1 приведены проектные и фактические технологические показатели разработки по зонам ГП.

Таблица 2.1 — Проектные и фактические технологические показатели разработки по зонам ГП на ГКМ Медвежье

В таблице 2.2 приведены начальные запасы газа, отборы газа с начала разработки, текущие пластовые давления по зонам отбора.

Таблица 2.2 — Показатели разработки по зонам УКПГ на ГКМ Медвежье

Производительность скважин по зонам отбора на первое января 2005 года приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Производительность скважин по зонам отбора на ГКМ Медвежье

2.2 Газовые скважины

Характеристика эксплуатационного фонда добывающих и наблюдательных скважин

По состоянию на первое января 2005 года общий фонд скважин на месторождении составляет — 487, в том числе (таблица 2.4):

— действующих — 359 скважин;

— в бездействии — 26 скважин;

из них:

— в ожидании капитального ремонта — 12 скважин: 114, 222, 422, 439, 506, 608, 715, 829, 906, 926, 1027, 1054;

— р/р на шлейфе, переобвязка устья — 2 скважины: 205, 919;

— в капитальном ремонте — 2 скважины: 403, 924;

— высокое давление в коллекторе — 9 скважин: 307, 309, 313, 323, 519, 609, 620, 702, 1007;

— во временной консервации — 3скважины: 430, 521, 522;

— наблюдательный фонд — 96 скважин (таблица 2.5).

Таблица 2.4 — Фонд добывающих скважин по УКПГ на ГКМ Медвежье

На месторождении работает 96 кустов газовых скважин: ГП-1 — 9 кустов, ГП-2 — 3 куста, ГП-3 — 1 куст, ГП-4 — 9 кустов, ГП-5 — 10 кустов, ГП-6 — 7 кустов, ГП-7 — 13 кустов, ГП-8 — 15 кустов, ГП-9 — 29 кустов.

Техническое состояние скважин удовлетворительное. С межколонными давлениями работает 106 скважин, в том числе до 5 ата — 44скважины, от 5 до 10 ата — 32 скважины, от 10 до 15 ата — 21скважина, от 15 до 20 ата — 7 скважин, более 20 ата — 2 скважины.

Эксплуатационные скважины оборудованы НКТ:

— 168 мм — 197скважин, 127мм — 39скважин, 114мм — 83скважины, 102мм — 31скважина, 89мм — 5скважин;

— комбинированными 127/168 мм — 27 скважин;

— комбинированными 114/168 мм — 1 скважина;

— комбинированными 101,6/114 мм — 1 скважина;

— комбинированными 89/114 мм — 1 скважина.

Таблица 2.5 — Фонд наблюдательных скважин на ГКМ Медвежье

Конструкция газовых скважин

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец — забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом.

Назначение скважины — извлечение пластового флюида на дневную поверхность, то есть скважина является каналом, соединяющим газовый пласт с поверхностью земли.

Каждая скважина за время ее эксплуатации должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для чего по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину опускают обсадную колонну, которая собирается из высокопрочных стальных труб на резьбовых соединениях и закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.

Cовокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, закреплённые цементным кольцом, называется конструкцией скважины. Наиболее простой является одноколонная конструкция, когда в скважину опускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления.

При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной, через которую производится эксплуатация скважины.

Скважины месторождения Медвежье оснащаются фонтанными арматурами (ФА) отечественного и зарубежного производства. ФА рассчитаны для работы при температуре до минус 40 ⁰С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 2.1):

кондуктор — Д=324 мм, Н=550м;

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.

Конструкции скважин месторождения Медвежье могут включать в себя следующие обсадные колонны:

— направление: диаметрами 324 или 426 мм и глубиной спуска от 3 до 254 м;

— кондуктор: диаметрами 219, 245, 299, 324, 426 мм и глубиной спуска от 234 до 700 м;

— первую техническую колонну: диаметрами 219, 245, 299, 324 мм и глубиной спуска от 469 до 1639 м;

— вторую техническую колонну: диаметрами 168 или 219 мм и глубиной спуска от 1194 до 1281 мм;

— эксплуатационную колонну: диаметрами 127, 146, 168 или 219 мм и глубиной спуска от 1093 до 3330 м.

Большинство скважин Медвежьего ГКМ имеют в своей конструкции только кондуктор и эксплуатационную колонну.

Осложнения, возникающие при эксплуатации газовых скважин

Опыт эксплуатации скважин месторождения Медвежье показывает, что основными осложнениями на заключительной стадии разработки являются:

— наличие воды и песка в продукции скважин;

— наличие песчано-глинистых и жидкостно-шламовых пробок на забое скважин;

— гидратообразование в начальный период пуска скважины после ремонта или остановки;

— наличие межколонных газопроявлений.

Месторождение Медвежье расположено в зоне повсеместного распространения ММП, способствующих значительным температурным потерям в стволах скважин, достигающих 15−20 и более градусов в зависимости от конструкции скважин и продуктивных характеристик. Текущий диапазон устьевых температур при фактических рабочих дебитах составляет 10−20 С и обеспечивает в целом безгидратные условия эксплуатации.

Наименьшие температурные потери 10−15 С соответствуют дебитам 350−400 тыс. м3/сут. При более низких дебитах устьевая температура снижается и составляет 7−10С при продуктивности скважин 100−120 тыс. м³/сут. Такая продуктивность будет соответствовать заключительному этапу разработки в период 2010;2013 гг.

Однако и в этом случае устьевая температура равная 7−10 С, обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин с температурным запасом до 10 С. Однако полностью исключать возможность гидратообразования в конце периода разработки не следует, поскольку в скважинах с низкими коллекторскими свойствами и при наличии в продукции пластовой или конденсационной воды могут возникать соответствующие термобарические условия. На данном этапе разработки условия гидратообразования сохраняются в начальный момент вывода скважин на проектный технологический режим после капитального ремонта или длительной остановки скважин.

Длительные простои отрицательно отражаются на устойчивости стенок скважин. Опыт эксплуатации скважин месторождения Медвежье показывает, что время обратного промерзания до температуры окружающей среды в среднем составляет два месяца. Следовательно, при продолжительной остановке эксплуатационных скважин они должны периодически прогреваться не реже одного раза в месяц.

Эксплуатация скважин с оптимальными технологическими режимами, выбранными на основе регулярных газодинамических исследований, не сможет предотвратить процесс обводнения из-за постоянного подъема ГВК в процессе доразработки.

Внедрение пластовой воды, согласно проведенным расчетам, будет способствовать обводнению до 35% эксплуатационного фонда. К этой категории в первую очередь относятся скважины, перфорированные в нижней и средней частях продуктивного разреза.

В таблице 2.6 приведены данные обводнения скважин, основанные на результатах моделирования на сеточной газодинамической модели. В зависимости от периода разработки отдельных участков к 2020 году может обводниться 141−148 эксплуатационных скважин. Причем во времени темп обводнения скважин будет возрастать.

К концу 2005 года количество обводнившихся скважин составило 15 единиц. В последующие пять лет обводнилось 39 скважин, а в период 2012;2015 гг. ГВК захватит интервалы перфорации еще 60 скважин. Одной из причин преждевременного появления пластовой воды в продукции скважин является некачественное цементирование эксплуатационных колонн. Поэтому при проведении капитальных ремонтов этой категории скважин должно быть уделено особое внимание. В противном случае количество скважин с водопритоками существенно возрастет.

В процессе доразработки будет прогрессировать дополнительный фактор, осложняющий работу эксплуатационных скважин, связанный с пескопроявлениями.

Выносимые из скважин песок и другие механические примеси способствуют абразивному износу скважинного оборудования и к преждевременному выходу его из строя. Для предотвращения выноса песка из скважин рекомендуется оснащать их противопесочными фильтрами, например, УППСС, хорошо зарекомендовавшими себя на сеноманских залежах Медвежьего и Ямбургского месторождений.

Скапливающаяся на забоях жидкость снижает продуктивность пласта вплоть до эффекта самоглушения скважин. Анализ имеющегося опыта борьбы с этим явлением показывает, что положительные результаты достигаются путем закачки ПАВ, ПАВ с метанолом или использованием твердых ПАВ. В частности применение ПАВ на обводняющихся скважинах Медвежьего месторождения увеличивает срок устойчивой работы скважин до трех и более месяцев против одной-двух недель при применении продувок скважин.

Наличие межколонных газопроявлений также отрицательно сказывается на надежности работы скважин. По существующим правилам эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями рассматривается как временное состояние перед обязательным проведением ремонтных работ по их ликвидации или снижению. Эксплуатацию скважин с межколонными газопроявлениями допускается производить в соответствии с регламентом.

Основные мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.6 — Данные подъема конуса подошвенных пластовых вод для фонда эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения (по В.В.Масленникову)

Таблица 2.7 — Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации газовых скважин на ГКМ Медвежье

2.3 Газогидродинамические исследования газовых скважин на установившихся режимах фильтрации на ГКМ Медвежье

Основными задачами исследований газовых скважин газодинамическими методами являются:

— определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта;

— изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

— контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Газодинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные. Первичные или базисные исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, дебит скважины.

Особое значение в процессе разработки месторождения имеют текущие и специальные исследования. Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля за работой системы добычи газа.

Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима работы и проверки параметров призабойной зоны пласта.

Полученные данные будут использоваться для определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора, уточнения текущих запасов газа, контроля и регулирования системы разработки залежи.

По результатам текущих исследований определяются следующие параметры:

— условно-статическое пластовое давление;

— текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

— коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

— коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов;

— приведенный радиус скважины;

— количественное соотношение жидкой фазы и механических примесей в потоке газа;

— коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Специальные газодинамические исследования проводятся коллектором «Надым-2» по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа механических примесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин.

Исследования коллектором «Надым-2» проводятся без выпуска газа в атмосферу.

В случае отсутствия шлейфа, а также в целях контроля газодинамические исследования проводятся через коллектор «Надым-1» или ДИКТ.

Ежегодно на месторождении проводится более трехсот газодинамических исследований как на стационарных режимах фильтрации (с использованием ДИКТа), так и с помощью коллектора «Надым-1» с целью контроля условий эксплуатации продуктивных отложений с точки зрения разрушения скелета пласта. В частности из проведенного в 2005 году 381 газодинамического исследования, 122 исследования проведены с использованием ДИКТа и 259 — коллектором «Надым-1» для контроля механических примесей и воды. По результатам этих исследований уточнены текущие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. По отдельным скважинам или кустам коэффициент, А изменяется от 0,060×10^-2 (скважина 821) до 2,5×10^-2 МПа²Чсут/тыс.м³ (скважина 317), коэффициент В от 0,28×10^-2 (скважина 410) до 0,205×10^-2 (МПаЧсут/тыс.м³)² (скважина 317). Высокие значения коэффициентов характерны скважинам, в продукции которых присутствуют механические примеси. Так, например, при исследовании скважины 317 на всех режимах отмечалось наличие песка, удельное содержание которого изменялось от 463 до 1211 мг/м³.

Общая технология исследований следующая. Исследования проводятся в два этапа на установившихся режимах фильтрации при прямом и обратном ходе. При выборе режима следует учитывать, что факторами, ограничивающими дебит скважины, являются опасность гидратообразования (нижний предел), возможность срабатывания клапана-отсекателя, установленного на забое (верхний предел). Первый режим определяется, исходя из рабочего дебита, который оценивается по рабочему давлению скважины и индикаторной диаграмме предыдущего исследования с учетом падения давления в пласте.

Перед каждым режимом открытием вентилей, установленных на контейнерах (смотри рисунок 2.7), производится продувка последних через диафрагменный измеритель в течение двух минут в целях удаления влаги и механических примесей. При длительных работах на каком-либо режиме возможен отбор механических примесей и жидкости с применением нескольких контейнеров без остановки скважины. Время работы на режиме определяется постоянством количественного содержания механических примесей и жидкости в газовом потоке и должно составлять не менее двух часов на одном режиме.

За критерий оценки режима работы скважины принято удельное содержание механических примесей и капельной влаги в потоке газа, отобранного на устье. В качестве определяющих максимально допустимый дебит приняты следующие значения критерия: по содержанию механических примесей — 5 мг/нм³, по капельной влаге — 2 см³/нм³.

При содержании механических примесей до 5 мг/н.м³ и жидкости до 20 см³/н.м³ исследование состоит в последовательном увеличении расхода и определении максимально допустимого технологического режима работы скважины, при этом цикл исследований проводится на пяти режимах прямого и трех режимах обратного хода. Если содержание механических примесей и жидкости превышает допустимые значения, производится уменьшение расхода газа путем замены диафрагмы на коллекторе. Если с увеличением интенсивности режимов контрольного хода происходит уменьшение количества механических примесей и влаги, то это свидетельствует о скоплении механических примесей и жидкости на забое скважины. Тогда необходимо произвести продувку скважины.

Результаты замеров устьевых давлений, температуры, расхода, количества механических примесей и жидкости заносятся в акт исследований эксплуатационной скважины. Пробы, отобранные в процессе исследований, также документируются с обязательным указанием даты отбора, номера скважины, диаметра рабочей диафрагмы, времени работы на режиме. Если в потоке газа содержатся продукты разрушения призабойной зоны пласта или жидкость, то для определения вида ремонтных работ необходимы контрольные специальные исследования. По результатам строятся графики зависимости удельного содержания механических примесей и капельной влаги в потоке газа от дебита.

Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований.

3. Обработка результатов газодинамических исследований

Обработка результатов газогидродинамических исследований сводится к решению уравнения притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь пластовой энергии (Pпл² — Pз²) от дебита газа Q:

Pпл² - Pз² = aQ + bQ², (3.1)

где Pпл — пластовое давление, МПа;

Pз — забойное давление, МПа;

a — коэффициент фильтрационного сопротивления, обусловленный силами трения, МПа²/(тыс. м³/сут);

b — коэффициент фильтрационного сопротивления, обусловленный силами инерции, (МПа/(тыс. м³/сут))²;

Q — дебит газа, тыс. м³/сут.

По результатам исследований строят зависимости потерь пластовой энергии (Pпл² — Pз²) и потерь пластовой энергии, приходящихся на единицу дебита газа (Pпл² — Pз²)/Q от дебита газа Q.

3.1 Расчет потерь пластовой энергии скважины № 514

Исходные данные:

Pпл =16,05 Ата=16,05Ч101 325=1626266 Па=1,626 266 МПа = const;

a = 0,9 955 МПа²/(тыс. м³/сут) = const;

b = - 0,5 (МПа/(тыс. м³/сут))² = const.

Первый режим:

Pз₁ = 14,1 Ата = 14,1 Ч 101 325 = 1 428 682 Па = 1,428 682 МПа;

Q₁ = 60,77 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₁² = aQ₁ + bQ₁²;

Pпл² — Pз₁² = 1,626 266² — 1,428 682² = 0,603 608 МПа²;

aQ₁ + bQ₁² = 0,9 955 Ч 60,77 + (-0,5) Ч 60,77² = 0,603 608 МПа²;

0,603 608 МПа² = 0,603 608 МПа²;

(Pпл² - Pз₁²)/Q₁ = 0,603 608/60,77 = 0,9 932 МПа²/(тыс. м³/сут).

Второй режим:

Pз₂ = 13,68 Ата = 13,68 Ч 101 325 = 1 386 126 Па = 1,386 126 МПа;

Q₂ = 75,14 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₂² = aQ₂ + bQ₂²;

Pпл² — Pз₂² = 1,626 266² — 1,386 126² = 0,723 396 МПа²;

aQ₂ + bQ₂² = 0,9 955 Ч 75,14 + (-0,5) Ч 75,14² = 0,723 396 МПа²;

0,723 396 МПа² = 0,723 396 МПа²;

(Pпл² - Pз₂²)/Q₂ = 0,723 396/75,14 = 0,9 627 МПа²/(тыс. м³/сут).

Третий режим:

Pз₃ = 13,1 Ата = 13,1 Ч 101 325 = 1 327 357 Па = 1,327 357 МПа;

Q₃ = 89,67 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₃² = aQ₃ + bQ₃²;

Pпл² — Pз₃² = 1,626 266² — 1,327 357² = 0,882 863 МПа²;

aQ₃ + bQ₃² = 0,9 955 Ч 89,67 + (-0,5) Ч 89,67² = 0,882 863 МПа²;

0,882 863 МПа² = 0,882 863 МПа²;

(Pпл² - Pз₃²)/Q₃ = 0,882 863/89,67 = 0,9 845МПа²/(тыс. м³/сут).

Четвертый режим:

Pз₄ = 12,79 Ата = 12,79 Ч 101 325 = 1 295 946 Па = 1,295 946 МПа;

Q₄ = 105,96 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₄² = aQ₄ + bQ₄²;

Pпл² — Pз₄² = 1,626 266² — 1,295 946² = 0,965 263 МПа²;

aQ₄ + bQ₄² = 0,9 955 Ч 105,96 + (-0,5) Ч 105,96² = 0,965 263 МПа²;

0,965 263 МПа² = 0,965 263 МПа²;

(Pпл² - Pз₄²)/Q₄ = 0,965 263/105,96 = 0,9 109 МПа²/(тыс. м³/сут).

Пятый режим:

Pз₅ = 12,09 Ата = 12,09 Ч 101 325 = 1 225 019 Па = 1,225 019 МПа;

Q₅ = 122,23 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₅² = aQ₅ + bQ₅²;

Pпл² — Pз₅² = 1,626 266² — 1,225 019² = 1,144 069 МПа²;

aQ₅ + bQ₅² = 0,9 955 Ч 122,23 + (-0,5) Ч 122,23² = 1,144 069 МПа²;

1,144 069 МПа² = 1,144 069 МПа²;

(Pпл² - Pз₅²)/Q₅ = 1,144 069/122,23 = 0,9 359 МПа²/(тыс. м³/сут).

Шестой режим:

Pз₆ = 12,49 Ата = 12,49 Ч 101 325 = 1 265 549 Па = 1,265 549 МПа;

Q₆ = 112,15 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₆² = aQ₆ + bQ₆²;

Pпл² — Pз₆² = 1,626 266² — 1,265 549² = 1,43 127 МПа²;

aQ₆ + bQ₆² = 0,9 955 Ч 112,15 + (-0,5) Ч 112,15² = 1,43 127 МПа²;

1,43 127 МПа² = 1,43 127 МПа²;

(Pпл² - Pз₆²)/Q₆ = 1,43 127/112,15 = 0,9 301 МПа²/(тыс. м³/сут).

Седьмой режим:

Pз₇ = 13,15 Ата = 13,15 Ч 101 325 = 1 332 423 Па = 1,332 423 МПа;

Q₇ = 89,48 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₇² = aQ₇ + bQ₇²;

Pпл² — Pз₇² = 1,626 266² — 1,332 423² = 0,869 388 МПа²;

aQ₇ + bQ₇² = 0,9 955 Ч 89,48 + (-0,5) Ч 89,48² = 0,869 388 МПа²;

0,869 388 МПа² = 0,869 388 МПа²;

(Pпл² - Pз₇²)/Q₇ = 0,869 388/89,48 = 0,9 716 МПа²/(тыс. м³/сут).

3.2 Расчет потерь пластовой энергии скважины № 436

Исходные данные:

Pпл =19,43 Ата = 19,43 Ч 101 325 = 1 968 744 Па = 1,968 744 МПа = const;

a = 0,2 705 МПа²/(тыс. м³/сут) = const;

b = - 0,5 (МПа/(тыс. м³/сут))² = const.

Первый режим:

Pз₁ = 18,6 Ата = 18,6 Ч 101 325 = 1 884 645 Па = 1,884 645 МПа;

Q₁ = 191,04 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₁² = aQ₁ + bQ₁²;

Pпл² — Pз₁² = 1,968 744² — 1,884 645² = 0,324 069 МПа²;

aQ₁ + bQ₁² = 0,2 705 Ч 191,04 + (-0,5) Ч 191,04² = 0,324 069 МПа²;

0,324 069 МПа² = 0,324 069 МПа²;

(Pпл² - Pз₁²)/Q₁ = 0,324 069/191,04 = 0,1 696 МПа²/(тыс. м³/сут).

Второй режим:

Pз₂ = 18,68 Ата = 18,68 Ч 101 325 = 1 892 751 Па = 1,892 751 МПа;

Q₂ = 141,94 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₂² = aQ₂ + bQ₂²;

Pпл² — Pз₂² = 1,968 744² — 1,892 751² = 0,293 449 МПа²;

aQ₂ + bQ₂² = 0,2 705 Ч 141,94 + (-0,5) Ч 141,94² = 0,293 449 МПа²;

0,293 449 МПа² = 0,293 449 МПа²;

(Pпл² - Pз₂²)/Q₂ = 0,293 449/141,94 = 0,2 067 МПа²/(тыс. м³/сут).

Третий режим:

Pз₃ = 18,81 Ата = 18,81 Ч 101 325 = 1 905 923 Па = 1,905 923 МПа;

Q₃ = 117,38 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₃² = aQ₃ + bQ₃²;

Pпл² — Pз₃² = 1,968 744² — 1,905 923² = 0,243 412 МПа²;

aQ₃ + bQ₃² = 0,2 705 Ч 117,38 + (-0,5) Ч 117,38² = 0,243 412 МПа²;

0,243 412 МПа² = 0,243 412 МПа²;

(Pпл² - Pз₃²)/Q₃ = 0,243 412/117,38 = 0,2 073 МПа²/(тыс. м³/сут).

Четвертый режим:

Pз₄ = 18,65 Ата = 18,65 Ч 101 325 = 1 889 711 Па = 1,889 711 МПа;

Q₄ = 154,69 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₄² = aQ₄ + bQ₄²;

Pпл² — Pз₄² = 1,968 744² — 1,889 711² = 0,304 947 МПа²;

aQ₄ + bQ₄² = 0,2 705 Ч 154,69 + (-0,5) Ч 154,69² = 0,304 947 МПа²;

0,304 947 МПа² = 0,304 947 МПа²;

(Pпл² - Pз₄²)/Q₄ = 0,304 947/154,69 = 0,1 971 МПа²/(тыс. м³/сут).

Пятый режим:

Pз₅ = 18,72 Ата = 18,72 Ч 101 325 = 1 896 804 Па = 1,896 804 МПа;

Q₅ = 132,45 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₅² = aQ₅ + bQ₅²;

Pпл² — Pз₅² = 1,968 744² — 1,896 804² = 0,27 809 МПа²;

aQ₅ + bQ₅² = 0,2 705 Ч 132,45 + (-0,5) Ч 132,45² = 0,27 809 МПа²;

0,27 809 МПа² = 0,27 809 МПа²;

(Pпл² - Pз₅²)/Q₅ = 0,27 809/132,45 = 0,2 099 МПа²/(тыс. м³/сут).

3.3 Расчет потерь пластовой энергии скважины № 513

Исходные данные:

Pпл =14,39 Ата = 14,39 Ч 101 325 = 1 458 066 Па = 1,458 066 МПа = const;

a = 0,15 387 МПа²/(тыс. м³/сут) = const;

b = - 0,7 (МПа/(тыс. м³/сут))² = const.

Первый режим:

Pз₁ = 13,45 Ата = 13,45 Ч 101 325 = 1 362 821 Па = 1,362 821 МПа;

Q₁ = 16,25 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₁² = aQ₁ + bQ₁²;

Pпл² — Pз₁² = 1,458 066² — 1,362 821² = 0,268 676 МПа²;

aQ₁ + bQ₁² = 0,15 387 Ч 16,25 + (-0,7) Ч 16,25² = 0,268 676 МПа²;

0,268 676 МПа² = 0,268 676 МПа²;

(Pпл² - Pз₁²)/Q₁ = 0,268 676/16,25 = 0,16 533 МПа²/(тыс. м³/сут).

Второй режим:

Pз₂ = 12,6 Ата = 12,6 Ч 101 325 = 1 276 695 Па = 1,276 695 МПа;

Q₂ = 27 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₂² = aQ₂ + bQ₂²;

Pпл² — Pз₂² = 1,458 066² — 1,276 695² = 0,496 008 МПа²;

aQ₂ + bQ₂² = 0,15 387 Ч 27 + (-0,7) Ч 27² = 0,496 008 МПа²;

0,496 008 МПа² = 0,496 008 МПа²;

(Pпл² - Pз₂²)/Q₂ = 0,496 008/27 = 0,1 837 МПа²/(тыс. м³/сут).

Третий режим:

Pз₃ = 12,32 Ата = 12,32 Ч 101 325 = 1 248 324 Па = 1,248 324 МПа;

Q₃ = 38,51 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₃² = aQ₃ + bQ₃²;

Pпл² — Pз₃² = 1,458 066² — 1,248 324² = 0,567 645 МПа²;

aQ₃ + bQ₃² = 0,15 387 Ч 38,51 + (-0,7) Ч 38,51² = 0,567 645 МПа²;

0,567 645 МПа² = 0,567 645 МПа²;

(Pпл² - Pз₃²)/Q₃ = 0,567 645/38,51 = 0,1 474 МПа²/(тыс. м³/сут).

Четвертый режим:

Pз₄ = 11,51 Ата = 11,51 Ч 101 325 = 1 166 250 Па = 1,166 250 МПа;

Q₄ = 49,22 тыс. м³/сут;

Pпл² — Pз₄² = aQ₄ + bQ₄²;

Pпл² — Pз₄² = 1,458 066² — 1,166 250² = 0,765 817 МПа²;

aQ₄ + bQ₄² = 0,15 387 Ч 49,22 + (-0,7) Ч 49,22² = 0,765 817 МПа²;

0,765 817 МПа² = 0,765 817 МПа²;