Тюменниигипрогаз

Секция 2

О способах определения углеводородного состава ШФЛУ методом газовой хроматографии

Сенникова А. С., Мамонтова Ю. В., Мурыхныч Н. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) является основным сырьем нефтехимических предприятий для производства целого спектра продуктов: каучука, пластмассы, этанола, растворителей, компонентов высокооктановых бензинов. Выделяемая из ШФЛУ смесь пропана-бутана может быть использована как газомоторное топливо – альтернатива привычному бензину и дизельному топливу.

ШФЛУ представляет собой смесь легких углеводородов от этановой (С2) до гексановой (С6) фракции. Типичный состав ее выглядит следующим образом: этан – 2–5 %; пропан-бутановая фракция – 30–85 %; остальное – пентаны и гексаны.

Все вышеизложенное свидетельствует о том, что первостепенной задачей лабораторного исследования ШФЛУ является точное определение ее компонентно-фракционного состава.

Это можно сделать тремя способами:

––ввод пробы ШФЛУ под давлением с использованием инжектора бесшприцевого ввода;

––предварительное разгазирование пробы ШФЛУ, когда исходная проба делится на две части: газовую – газ дегазации ШФЛУ (ГД) – и жидкую – дегазированная часть ШФЛУ. Определяют по отдельности составы ГД и дегазированной части. Затем на основе определенного в процессе разгазирования соотношения потоков (газового фактора) объединяют полученные результаты в исходную пробу ШФЛУ;

––предварительное разбавление пробы ШФЛУ гелием производится так, чтобы соотношение ШФЛУ и гелия в итоге составляло 1:20. Далее проба ШФЛУ, разбавленная гелием, анализируется как обычный газ дегазации.

Наиболее эффективным способом определения компонент-

но-фракционного состава ШФЛУ является ввод пробы в хроматографическую колонку под давлением.

Во-первых, проба прямо из пробоотборного устройства (контейнера) поступает на анализ, что исключает внесение дополнительных погрешностей, связанных с разгазированием или разбавлением пробы гелием.

Во-вторых, метод ввода пробы ШФЛУ под давлением более «экспрессный» – требуется значительно меньше времени на проведение анализа и обработку данных.

150

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Комплекс работ по изучению туронской залежи Южно-Русского месторождения

Сопнев Т. В. (ОАО «Севернефтегазпром»)

В настоящее время на большинстве крупных газовых месторождений севера Западной Сибири запасы выработаны на 50–80 %. Для поддержания требуемых уровней добычи газа необходим ввод новых залежей, для которых обычно характерно сложное геологическое строение. Сосредоточенные в них запасы углеводородов можно отнести к трудноизвлекаемым, поскольку их невозможно эффективно извлечь с применением традиционных способов разработки в силу геологических и технологических особенностей. К таковым можно с уверенностью отнести туронские газовые залежи, которые широко распространены на месторождениях севера Тюменской области. Для них характерны:

––низкие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов;

––значительная литологическая неоднородность и фациальная изменчивость по разрезу и по площади;

––аномальные термобарические условия пласта;

––отсутствие опыта разработки подобных залежей. Туронская газовая залежь на Южно-Русском лицензионном

участке открыта в 1970 г. Запасы газа на государственном балансе превышают 300 млрд м3, из которых к категории С1 относится более 80 %. С момента открытия проведен объемный комплекс работ, направленных на ее изучение и выбор технико-технологи- ческих решений по разработке туронской газовой залежи:

1.Испытано 38 объектов (21 скважина), в 35 из которых получены притоки газа с дебитами от 0,2 до 216 тыс. м3/сут при изменении депрессии на пласт от 0,63 до 8,78 МПа.

2.Пробная эксплуатация скв. Р-35, включающая мероприятия по повышению продуктивности посредствам реперфорации и гидроразрыва пласта (ГРП) в 2007–2008 гг.

3.Строительство и пробная эксплуатация экспериментальной двухзабойной скв. 174 (2010–2011 гг.).

4.Технологическая схема разработки туронской газовой залежи (2011–2012 гг.).

В декабре 2011 г. введена в эксплуатацию экспериментальная двухзабойная скв. 174. Скважина оборудована двухрядным лифтом диаметром 73 мм с установкой башмаков НКТ в призабойных

151

Секция 2

частях основного и бокового стволов, оборудованных фильтрами. В основном стволе скважины располагается система заканчивания скважин компании Halliburton, предназначенная для раздельной эксплуатации объектов. Фактические характеристики эксплуатации скважины соответствуют проектным.

Вфеврале-апреле 2014 г. запланировано строительство экспериментальной эксплуатационной скв. 184 с восходящим профилем ствола с вводом в эксплуатацию в октябре 2014 г. На текущий момент на кустовой площадке осуществляется монтаж буровой установки.

Для выбора оптимальных технологических решений по разработке туронской залежи в ОАО «Севернефтегазпром» разработана

ивыполняется «Программа исследовательских и полевых работ на период опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения». В соответствии с ней в 2013 г. компания Halliburton начала работы и исследования по разработке эффективной технологии гидроразрыва пород туронской залежи. В 2015 г. запланирован гидроразрыв в разведочной скв. Р-51 и далее многоступенчатый ГРП в новой горизонтальной скв. 1902 по разработанным технологиям.

В2015–2016 гг. планируется выполнить построение новой геологической модели туронской залежи на основании результатов комплексной интерпретации высокоплотной сейсморазведки 3D, геолого-геофизических и промысловых данных.

Последующие этапы по промышленному освоению могут быть скорректированы на основании проектных решений в рамках дополнения к «Технологической схеме разработки…» 2012 г.

Материал, полученный в ходе реализации комплекса мероприятий по изучению и вводу в промышленную разработку туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения, может послужить основой для принятия проектных решений по разработке подобных залежей в регионе на таких месторождениях, как Заполярное, Харампурское, Новочасельское, Южно-Мессояхское и др.

152

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Алгоритм выбора скважин-кандитатов для проведения капитального ремонта скважин

Сырчин А. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Основными проблемами эксплуатации газовых скважин в условиях снижения пластового давления являются обводнение, вынос песка и механических примесей и, как следствие, низкая производительность скважин.

Для сохранения проектного дебита при выводе скважин из бездействующего фонда (или предотвращения их выхода в бездействующий фонд) необходимо подобрать такие скважины, капитальный ремонт на которых наиболее востребован и при этом будет рентабельным. Учитывая, что планирование программы капитального ремонта на месторождениях ОАО «Газпром» ведется практически за год до начала выполнения работ, требуется особо тщательный подход к подбору скважин-кандидатов.

Для этого нужно провести анализ технического состояния эксплуатационного фонда скважин. Целесообразно оценить бездействующий фонд и фонд с осложненными условиями эксплуатации, провести анализ ранее проведенных работ по капитальному ремонту данных скважин и геолого-геофизической информации. Скважины бездействующего фонда, ремонт на которых будет экономически неоправдан или невозможен технически, включаются в программы консервации или ликвидации.

Для выявления скважин с осложнениями и выбора скважин – кандидатов на включение в программу геолого-технических мероприятий (ГТМ) проводится анализ промысловой информации по следующему алгоритму:

––Анализ технического состояния скважины. По результатам геофизических исследований скважин определяются целостность эксплуатационной колонны, наличие межколонных давлений и перетоков газа, состояние сцепления цементного камня с породой, текущий забой, рабочие интервалы, текущий уровень газоводяного контакта (ГВК);

––Анализ динамики подъема ГВК. Расстояние ГВК до нижних перфорационных отверстий, построение текущих карт ГВК, прогнозирование дальнейшего подъема ГВК по действующей гидродинамической модели месторождения;

––Анализ выноса механических примесей. По данным гидро-

153

Секция 2

динамических исследований скважин на разных режимах определяются скважины с выносом песка более 2 мм3/м3. Эксплуатация таких скважин ограничена и требует проведения работ по креплению призабойной зоны пласта;

––Анализ динамики изменения глубины текущих забоев. Определение толщины песчано-глинистой пробки;

––Анализ выноса пластовой жидкости. Гидрохимическим анализом отобранных со скважин проб определяется тип жидкости

– конденсационная, техническая или пластовая. На скважинах с выносом пластовой воды более 10 % требуется проведение водоизоляцонных работ;

––Анализ скоростей движения газа в лифтовой колонне и эксплуатационной колонне в интервале перфорации. Определение условий самозадавливания скважин.

В результате проведенного анализа формируется первоначаль-

ная программа ГТМ. Проводится оценка работы данных скважин после ремонта на гидродинамической модели. При этом в расчет закладывается ухудшение производительности скважин на 15 % в результате негативного воздействия технологических растворов при проведении ремонтных работ. Далее рассчитывается производительность работ скважин на пятилетний период, накопленный отбор за пять лет. В результате некоторые скважины исключаются из программы, вместо них подбираются другие.

На основании представленного алгоритма в рамках авторского сопровождения проектов разработки ежегодно разрабатываются программы ГТМ для месторождений ОАО «Газпром добыча Надым», ОАО «Газпром добыча Ноябрьск», ОАО «Газпром добыча Ямбург».

154

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Анализ методов оценки начальных и текущих запасов газа Юбилейного месторождения на стадии падающей добычи

Татариков Д. А., Зимин Е. С., Шандрыголов З. Н., Давлетшина И. М. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Для оценки запасов газа существуют различные способы. Наиболее точно установить величину начальных и дренируемых запасов позволяют следующие методы: объемный, падения пластового давления и геолого-технологическое моделирование, как комплексный подход к решению проблемы.

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи. Подсчетные параметры определяются по материалам скважин, пробуренных как в ходе разведки, так и промышленного освоения месторождения. Поэтому достоверность оценки запасов объемным методом в значительной мере зависит от степени изученности залежи.

Метод падения пластового давления основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи. Считается, что при условии газового режима залежи эта зависимость постоянна, т. е. количество газа, добываемого на единицу снижения пластового давления, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи.

Теоретической основой подсчета запасов газа методом падения пластового давления является уравнение материального баланса. Точность определения запасов газа этим методом зависит от режима работы залежи. В условиях интенсивного вторжения воды в газовую залежь точность определения запасов газа снижается изза отсутствия информации о количестве внедрившейся в газовую залежь воды и изменения давления газа в ней.

Для определения количества воды, внедрившейся в газовую часть залежи, существует также несколько способов. Однако все они носят весьма приближенный характер.

Особенность подсчета запаса газа с использованием геоло- го-технологических моделей заключается в возможности определения извлекаемых запасов газа на конец разработки. Этот метод позволяет оценить степень участия низкопроницаемых пропластков в общей добыче газа в результате более интенсивного отбора

155

Секция 2

из высокопроницаемых пропластков и перетока газа из низкопроницаемых в высокопроницаемые пропластки.

Авторами, на примере сеноманской залежи Юбилейного месторождения, находящегося на стадии падающей добычи, выполнена оперативная оценка начальных и текущих запасов газа с применением вышеуказанных методик.

Оценка начальных запасов газа сеноманской залежи объемным методом выполнена как в целом по месторождению, так и на основном и южном участках залежи. При этом основные подсчетные параметры взвешивались как по площади и разрезу залежи, так и по скважинам и площадям.

Оценка начальных и текущих запасов газа с помощью метода падения пластового давления выполнялась в целом по месторождению и с разбивкой по площадям и кустам скважин. Также при оценке дренируемых запасов газа учитывалось активное внедрение подошвенной воды в залежь. Основным источником информации об объемах обводнения продуктивной толщи являлись карты подъема газоводяного контакта.

Выполнен анализ результатов, полученных с помощью вышеописанных методических приемов.

156

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Оценка эффективности раздельно-группового переключения скважин в системе сбора УКПГ-8В Уренгойского НГКМ

Тимирязев А. Г., Цуркова Л. М. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Существующая система сбора добываемого из валанжинской залежи углеводородного сырья работает уже более 20 лет. При добыче газа падает давление и для многих кустов его уже недостаточно для транспортировки требуемых объемов газа, в связи с чем возникает необходимость реконструкции системы сбора углеводородного сырья.

Существуют два подхода к решению этой задачи: строительство дополнительных шлейфов или их участков (если имеется высокое гидравлическое сопротивление) и объединение шлейфов в один (в случае низких скоростей).

Разновидностью перечисленных подходов является разделение системы сбора на высоконапорную (с высоким давлением на входе в запорно-переключающую арматуру) и низконапорную части (с низким давлением).

Добыча газа из валанжинских залежей на УКПГ-8В Уренгойского месторождения ведется из трех эксплуатационных объектов. Скважины обладают различными добывными характеристиками, что приводит к неравномерной отработке пласта. Для равномерной отработки объектов необходимо эксплуатировать все скважины в кусте. Поэтому разделение системы сбора на высоконапорную и низконапорную части в перспективе позволит повысить эффективность разработки месторождения.

Чтобы свести к минимуму затраты на реконструкцию, было решено осуществить переключение и объединение групп скважин в зависимости от устьевого давления.

В 2013 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» были реализованы мероприятия по раздельно-групповому переключению части скважин УКПГ-8В Уренгойского НГКМ.

157

Секция 2

Совершенствование технологий восстановления производительности газовых скважин в условиях АНПД

Титаренко Р. И. (ООО «Газпром подземремонт Уренгой»)

Постоянно усложняющиеся технико-технологические условия эксплуатации месторождений (падение пластового давления, снижение прочностных характеристик скелета пласта и т. д.) приводят к тому, что эффективность ранее хорошо зарекомендовавших себя технологий проведения ремонтно-восстановительных работ со временем снижаются. Поддержание высоких показателей эффективности капитального ремонта скважин (КРС) требует внесения корректив.

Основными видами работ при проведении КРС являются: глушение скважины, крепление призабойной зоны пласта (ПЗП), водоизоляционные работы, освоение. С целью оптимизации данных работ и повышения их эффективности Надымским управлением интенсификации и ремонта скважин, по согласованию с заказчиком, внедряются следующие изменения в стандартные технологии:

1.Изменена существующая технология глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта. Так, перед закачкой блокирующего раствора в скважину закачивают аэрированный водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ)

содновременной подачей через тройник азотно-воздушной смеси от компрессорной установки. Положительный эффект от использования двухфазной пены при глушении скважин объясняется фи- зико-химическими процессами, происходящими в призабойной зоне при проникновении пены в пласт; разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции ПАВ; прилипанием пузырьков пены к поверхности поровых каналов; увеличением межфазной поверхности при фильтрации пены через пористую среду и проявлением эффекта Жамена. Также в процессе вызова притока за счет высоких омывающих характеристик ПАВ происходит дополнительное очищение ПЗП, и облегчается вынос промывочной жидкости из продуктивного пласта.

2.С целью оптимизации технологии крепления ПЗП перед установкой облегченного фиброцементного моста производится закачка блокирующего раствора для снижения приемистости продуктивного пласта. При этом снижается вероятность поглощения высокопроницаемым интервалом всего объема крепящей композиции и, как

158

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

следствие, сокращается количество повторных цементажей. Также предотвращается проникновение цементного раствора на глубину, превышающую глубину перфорации при вторичном вскрытии продуктивного пласта после проведения КРС.

3.При проведении работ по водоизоляции предложено последовательно закачивать гелеобразующий состав и цементный раствор без промежуточной выдержки на гелеобразование. Данное изменение связано с тем, что при производстве работ с применением ремонтных пакеров (ПРО-ЯМО, ПМЗ) в случае раздельной закачки происходит дополнительная продавка уже набравшего структуру геля, что приводит к его частичному разрушению и снижению эффективности водоизоляционного экрана.

4.При производстве работ по освоению скважин начато применение ПАВ-метанольного раствора. До настоящего момента, при проведении данных работ использовался раствор ПАВ на основе со-

левого раствора СaCl2. Преимущества ПАВ-метанольного раствора следующие: повышенная проникающая способность, высокие растворяющие характеристики, низкая плотность, низкая температура замерзания. Благодаря вышеуказанным свойствам при применении ПАВ-метанольного раствора происходит более полное и глубокое очищение ПЗП от различного рода загрязнений, при этом не оказывается вредного воздействия на продуктивный горизонт. Также данный раствор легче выносится потоком газа при отработке скважины на факел.

Внедрение вышеперечисленных изменений позволяет повысить эффективность проводимых технологических операций, сократить сроки проведения ремонтных работ, а также ускорить процесс освоения скважин и вывода их на рабочий режим.

159