Тюменниигипрогаз

Секция 2

Анализ распределения пластового давления при разработке массивной газовой залежи

Лапердин Н. А., Лапердин А. Н., Рамазанов И. Д. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Согласно уравнению Дюпюи стационарное движение газа к скважине описывается общеизвестной формулой:

(1)

Принимая во внимание центрально-групповое размещение скважин на большинстве газовых залежей, и применив метод укрупненной скважины, можно получить формулу для расчета распределения текущего пластового давления в периферийной зоне залежи в зависимости от расстояния до эксплуатационного поля (условного радиуса укрупненной скважины):

(2)

где Рх – текущее давление на расстоянии Rх (в км) от края эксплуатационного поля, МПа; С = 1,00986 (коэффициент перевода единиц в систему СИ); Q – добыча газа за период, млрд м3; µпл – вязкость газа в пластовых условиях, мкПа·с; К – коэффициент проницаемости, мкм2; hх – эффективная газонасыщенная толщина, м; Rс – условный радиус эксплуатационной зоны, км; Рс – среднее текущее пластовое давление в эксплуатационной зоне, МПа.

Вязкость газа в пластовых условиях (µпл) определяется по формуле:

(3)

(4)

(5)

где Рп, Тп – приведенное давление и температура (Рп = Р/Ркр, Тп = Т/Ткр); ρс – плотность газа в атмосферных условиях, кг/м3.

120

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Обычно при использовании формул (1) и (2) hх принимается как средняя эффективная газонасыщенная толщина в периферийной зоне. Но для структурных водоплавающих залежей массивного типа hх является переменной величиной, стремящейся к нулю по мере приближения к контуру газоносности, что вносит систематическую погрешность в результаты расчетов.

Предложенный авторами алгоритм и разработанная программа позволяют устранить этот недостаток и проанализировать характер распределения текущего давления как по площади залежи, так и во времени.

Для анализа выбрана сеноманская газовая залежь одного из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа со следующими параметрами: площадь залежи – 500 км2, площадь зоны размещения эксплуатационных скважин – 125 км2, эффективная газонасыщенная толщина – 60 м, коэффициент проницаемости – 0,5 мкм2, начальное пластовое давление – 10,03 МПа, годовые отборы газа – от 1 до 20 млрд м3.

В результате расчетов установлено, что разница в пластовых давлениях между зоной размещения скважин и периферией в основной период разработки может достигать 0,27 МПа, в то время как по данным карт изобар она составляет 0,15 МПа, что вносит определенную погрешность в оценку текущих запасов газа и основных показателей разработки месторождения.

Представленный алгоритм может использоваться как косвенная (дополнительная) информация для оценки распределения давления в зонах, не охваченных эксплуатационным бурением, а также для оценочных расчетов динамики текущего пластового давления при использовании уравнения материального баланса.

121

Секция 2

Изучение вытеснения нефти различными реагентами из пород Собинского НГКМ

Маклаков С. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

За последнее десятилетие существенно изменилась структура запасов нефти на месторождениях России. Возрастает доля трудноизвлекаемых запасов, которые требуют применения новых технологий разработки. Основным фактором, ограничивающим нефтеотдачу, является микронеоднородность пористой породы, которая, в сочетании с различием физических свойств воды и нефти, и существенным межфазным натяжением между ними, обуславливает высокое значение остаточной нефтенасыщенности. Данный фактор может быть снижен применением в качестве вытесняющего агента газа. При критическом давлении газ наиболее эффективно вытесняет нефть из пористой породы. Поэтому вытеснение нефти газом и водогазовой смесью представляются весьма перспективными методами повышения нефтеотдачи. Однако применение их в настоящее время затруднено вследствие недостатков существующих технологических решений, а также малой изученности области их применения.

С целью более глубокого изучения данных методов автором были выполнены лабораторные эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти (Квыт) на керне. Для этого была подобрана коллекция образцов керна из пласта ВН4-5 (проницаемость 28–808 мД, пористость 12–17 %), из которой были составлены линейные модели пласта длиной 11–13 см. Модели составлялись из образцов с наиболее близкими свойствами. Образцы были притерты друг к другу.

При проведении экспериментов моделировались пластовые условия (табл. 1).

Таблица 1

Условия, моделируемые в эксприментах (выделены цветом)

Кроме опытов по вытеснению газом и водогазовой смесью были выполнены опыты по вытеснению щелочью (раствор 0,5 % NaOH). Результаты экспериментов приведены в табл. 2 и на рисунке.

122

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Выводы:

Водогазовое воздействие позволяет наиболее эффективно вытеснять нефть по сравнению с традиционным заводнением (прирост Квыт составляет 7,3–14,2 % при использовании водогазового воздействия после обычного заводнения).

Менее эффективным является вытеснение нефти газом, прирост Квыт составляет 5,1–26,7 %.

123

Секция 2

Обоснование типа воды, выносимой с продукцией газоконденсатных скважин Уренгойского НГКМ

Мормышев Е. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Обводнение газоконденсатных скважин на поздней стадии эксплуатации нижнемеловых отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) является одной из основных причин снижения добывных показателей разработки и выбытия скважин из действующего фонда.

Анализ причин бездействия эксплуатационных скважин произведен на основе интерфейса программного комплекса Visual Geomodel, который обеспечивает интегрирование на одном рабочем месте полного объема геолого-технологической информации за весь период эксплуатации каждой скважины и проведение углубленного анализа этой информации с учетом истории изменения конструкции и технического состояния ствола.

Выделены нескольких типов обводнения, характерных для неокомских газоконденсатных скважин. Основными являются:

––заколонные водоперетоки в верхние либо в нижние перфорационные отверстия из ближайших по разрезу;

––обводнение неокомских пластов сеноманской либо барремской водой вследствие негерметичности эксплуатационной колонны;

––обводнение техническими жидкостями при проведении различных ремонтных работ;

––глубокое техногенное обводнение пластов в процессе длительного нахождения пластов под репрессией столба воды.

Впоследнем случае формируются обширные зоны техногенного обводнения, влиянию которого могут подвергаться соседние эксплуатационные скважины, расположенные в радиусе нескольких сотен метров от источника обводнения. Кроме длительно простаивающих скважин источниками техногенного обводнения могут являться вполне благополучные скважины, пробуренные на 2–4 объекта, где в интервале первого эксплуатационного объекта отсутствует контакт цементного камня на обширных участках ствола (1000 м и более).

Диагностика источников водопритока в ствол скважины проводится с использованием комплекса геофизических и гидрохимических методов. В сложных условиях многопластового Уренгойского

124

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

НГКМ стандартный комплекс «ГИС-контроль» не всегда оказывается эффективным. Более успешными при выявлении заколонных водопритоков являются методы трассерных радоновых исследований.

Основным способом исследования процессов техногенного обводнения является методика углубленного гидрохимического анализа, разработанная специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз», и основанная на оценке содержания пластовых и технических жидкостей в продукции скважин при малых и средних концентрациях.

Эффективность проведения водоизоляционных работ в большинстве случаев напрямую зависит от достоверности выявленных причин обводнения скважин.

Применение комплекса методов по выявлению источника поступления воды в ствол газоконденсатных скважин Уренгойского НГКМ на ранних стадиях позволит принимать оптимальные решения для последующей разработки месторождения, а также предусмотреть проведение необходимых геолого-технологических мероприятий.

125

Секция 2

Использование систем телеметрии для повышения эффективности работы газоконденсатных скважин

Нурмакин А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Скопление жидкости в газоконденсатной скважине происходит, когда скорость газа в эксплуатационной колонне начинает падать. Скорость движения жидкости, выносимой газом, снижается еще быстрее. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование в трубах жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое накапливается жидкость. Все это увеличивает долю жидкости в потоке при работе скважины, что приводит к снижению объема добычи. Если жидкость не удалять непрерывно, скважина будет работать с дебитом ниже потенциально возможного [1].

На Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении скв. 1013 работает в режиме самозадавливания. На ней был проведен эксперимент по оценке длительности работы между продувками скважины с использованием систем телеметрии. При этом непрерывно регистрировались Q, Ртр, Рзт и Ту.

Для поддержания стабильной работы в шлейф скв. 1013 было опробовано два подхода (рисунок).

Подходы поддержания стабильной работы скв. 1013

Впервом случае скважина продувается 2–3 раза в сутки. Во втором случае проведено наблюдение за двумя периодами работы:

–– четверо суток набора давления, скважина проработала 284 ч (11,8 сут), отобрано 1103 тыс. м3 газоконденсатной смеси.

–– двое суток набора давления, скважина проработала 78 ч (3,25 сут), отобрано 334 тыс. м3 газоконденсатной смеси.

Врезультате отмечается значительное увеличение периода стабильной работы в шлейф, сокращаются потери в атмосферу [2].

Наблюдая за режимом скважины в период с длительным набором давления, можно сделать предварительные выводы:

Работа в шлейф сопровождается плавным ростом затрубного дав-

126

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

ления с 14 до 14,5 МПа (к моменту получения гидратного режима и последующей продувки). При достижении критического дебита 80 тыс. м3/сут характер работы меняется на импульсный, на что указывает амплитуда колебаний в показаниях затрубного манометра (рост давления при подъеме пачки по насосно-компрессорным трубам и снижение после выброса в шлейф). После достижения критического дебита амплитуда увеличивается, затрубное давление продолжает расти, т. е. пластовая вода накапливается на забое.

Динамика дебита скважины 1013

Прослеживается прямая зависимость – чем дольше проводится набор давления, тем продолжительнее период стабильной работы в шлейф.

Перевод скважин с УР32 мм на УР20 мм показывает, что стабилизация режима не происходит, наблюдается дальнейшая динамика по затуханию расхода.

Использование систем телеметрии позволило выбрать оптимальный режим работы для скважины, действующей в режиме самозадавливания. Наиболее эффективным из двух опробованных подходов является подход № 2.

Список литературы:

1.Гасумов Р. А., Тенишев Ю. С., Липчинская Т. А., Шихалиев И. Ю., Белолапотков Г. Г., Мазанов С. В. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин в процессе их эксплуатации и ремонта: теория и опыт: обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. 88 с.

2.Гукасов Н. А., Кучеров Г. Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. М.: ООО «Недра-Бизнес- центр», 2006. 214 с.

127

Секция 2

Освоение и обустройство морского месторождения Каменномысское-море

Овчеренко К. А., Петров С. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Освоение морских месторождений в акватории Обской губы является одним из перспективных направлений производственной деятельности ОАО «Газпром».

Месторождение Каменномысское-море расположено в акватории Обской губы Карского моря. Оно было открыто в 2000 г. в результате бурения первых скважин в пределах структур, выявленных ранее сейсморазведкой. В ходе геологоразведочных работ было пробурено семь разведочных скважин. Площадь участка акватории, занимаемого месторождением, составляет около 800 км2.

Освоение данного месторождения связано с рядом осложняющих геологических и экономических факторов. Тем не менее, инвестиционную привлекательность проекту придают большие запасы газа, не содержащего агрессивных компонентов, высокая продуктивность сеноманской залежи, небольшая глубина залегания газоносного горизонта, а также близость месторождения к созданным объектам производственной и социальной инфраструктуры Ямбургского газодобывающего комплекса.

К ряду неблагоприятных факторов природного характера относятся:

––небольшая продолжительность навигационного периода (в среднем 3,5 месяца);

––большая осадка ледовых образований, сопоставимая с глубиной дна;

––большие толщина льда и высота торосов, увеличивающие ледовые нагрузки на проектируемые промысловые объекты газодобычи.

Основной особенностью природных условий в Обской губе яв-

ляется сложная и продолжительная ледовая обстановка, следствием чего являются:

––высокие значения ледовых нагрузок на гидротехнические сооружения;

––угроза разрушения незащищенных подводных объектов обустройства в связи с пропахиванием дна акватории ледовыми образованиями;

––минимальная продолжительность навигационного периода (60–80 суток) для производства буровых и строительно-мон- тажных работ.

Присутствуют следующие неблагоприятные для целей строи-

128

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

тельства инженерно-геологические и гидрологические условия:

––повсеместное наличие илистых и текуче-пластичных грунтов в поверхностном слое толщиной от 9,0 до 18,0 м;

––наличие прослоев многолетнемерзлых пород под дном Обской губы, преимущественно в прибрежной зоне; на глубинах более 7 м мерзлота не обнаружена;

––небольшие глубины в акватории, препятствующие использованию необходимых плавучих технических средств.

В связи с осложненными условиями эксплуатации рассматрива-

ется возможность применения различных гидротехнических сооружений (рисунок):

––ледостойких стационарных платформ (ЛСП);

––ледостойких блок-кондукторов (ЛБК);

––подводных добычных систем (рассчитанных на безлюдную эксплуатацию в автоматическом режиме).

Объекты обустройства морских месторождений

Приведенный ряд надводных и подводных сооружений является конкурентоспособным альтернативным решением. Однако в данной работе предпочтение отдано варианту обустройства морской части месторождений с использованием ЛСП и ЛБК. По сравнению с подводными добычными комплексами у них имеются следующие преимущества:

––возможность проведения ремонтных работ в зимний период времени (наличие льда в акватории);

––отсутствие возможности ледового пропахивания оборудования подводных добычных комплексов;

––на платформе имеется возможность размещения большего набора оборудования.

129