Интенсификация добычи газа из скважин многопластовых месторождений регулированием устьевого давления техническими устройствами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ибатулин Артур Адикович

• Ибатулин Артур Адикович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Ибатулин Артур Адикович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Анализ применения систем разработки и поверхностного обустройства многопластовых месторождений природных газов

1.2 Особенности поэтапной разработки газовых объектов на примере Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения

1.2.1 Краткая характеристика геологического строения, структуры запасов и объектов разработки Губкинского месторождения

1.2.2 Проблема совместной разработки дифференцированных по пластовым давлениям газовых объектов с однотрубной газосборной сетью

1.3 Современный опыт применения геолого-технических мероприятий по обеспечению стабильной работы и методов расчета технологических режимов малодебитных обводняющихся газовых скважин

1.3.1 Анализ осложнений при эксплуатации газоконденсатных скважин с наличием жидкой фазы в продукции и технологии их устранения

1.3.2 Аналитические методы обоснования технологических режимов работы

обводняющихся скважин

Выводы по главе

ГЛАВА 2 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ГУБКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Объект и программа промысловых исследований

2.2 Анализ результатов промысловых исследований и обоснование выбора методики расчета минимальной скорости для полного и непрерывного выноса

пластовой жидкости

Выводы по главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СИЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИЕЙ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОБЪЕКТОВ С ОДНОТРУБНОЙ СИСТЕМОЙ СБОРА ГАЗА

3.1 Особенности эксплуатации низконапорных газовых и газоконденсатных скважин многопластовых месторождений с однотрубной системой сбора газа

3.2 Промысловые испытания метода регулирования устьевого давления газовых скважин применением устьевых газоструйных аппаратов

3.2.1 Эксплуатация низконапорных газовых скважин с применением устьевых газоструйных аппаратов

3.2.2 Методика расчета базовой конструкции газоструйного аппарата

3.2.3 Подбор низконапорных скважин-кандидатов и параметров газоструйного аппарата

3.2.4 Программа и результаты промысловых испытаний

3.3 Разработка способа совместной эксплуатации разнопотенциальных объектов с применением модульных компрессорных установок

3.4 Комплексный подход к обеспечению устойчивых технологических режимов

работы механизированных скважин нефтегазовых залежей

Выводы по главе

ГЛАВА 4 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ УСЛОВИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОЙ РАБОТЫ МАЛОДЕБИТНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

4.1 Исходные данные

4.2 Расчет динамики пластовых давлений на основе уравнения материального баланса

4.3 Расчет добычи свободного газа малодебитных скважин

4.4 Прогнозирование динамики обводнения газовых скважин на краткосрочный период

4.5 Рекомендации по подбору компрессорного оборудования и обоснованию технологических режимов работы при регулировании устьевого давления

4.6 Прогнозирования условий работы малодебитных скважин (на примере объекта Губкинского месторождения)

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

При проектировании многопластовых месторождений с резко различными по ресурсно-энергетическому потенциалу и фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) эксплуатационными объектами обоснование системы разработки и поверхностного обустройства является сложной комплексной задачей.

На практике с целью снижения капитальных затрат на строительство наземной инфраструктуры зачастую, в том числе из-за неопределенности геологической информации, применяется стратегия поэтапного ввода в разработку объектов с однотрубной системой сбора газа. При достижении предела рентабельности до окончания выработки остаточных извлекаемых запасов основных объектов опережающий ввод в разработку других объектов месторождения является единственным экономически оправданным вариантом. В свою очередь, при эксплуатации скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты с кустовой схемой обвязки и однотрубной коллекторной системой сбора, эксплуатация скважин осложняется их взаимодействием через шлейф. В данном случае минимальное устьевое давление каждой скважины определяется противодавлением однотрубного газосборного коллектора. В результате низконапорные скважины работают не в оптимальном технологическом режиме и в конечном итоге переводятся в бездействующий фонд до момента требуемого снижения линейного давления. Ситуация еще более осложняется в случае скопления пластовой жидкости на забое скважины. В связи с этим представляет интерес изучение, разработка и совершенствование технологических решений, направленных на обеспечение стабильных режимов работы скважин при одновременной разработке различных по ресурсно -энергетическим характеристикам и ФЕС объектов. В долгосрочной перспективе представленные решения позволят повысить эффективность разработки многопластового месторождения в целом за счёт сокращения времени, затрачиваемого на обеспечение выработки извлекаемых запасов природного газа.

Степень разработанности темы

Определению систем разработки многопластовых газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений посвящены работы С.Н.Закирова, Ю.П. Коротаева, В.Ф. Базива, Б.Б. Лапука, Н.К. Байбакова, Ф.А. Требина, К.С. Басниева, В.Н. Петрова, Б.Е. Сомова, А.И. Ермолаева, М.Т. Абасова, А.М. Кулиева, Я.Т. Атаева, Е.М. Храменкова, П.Т. Шмыгли, А.Н. Лапердина, А.В. Кононова, В.Н. Маслова, З.С. Салихова и др. Вопросам определения характеристик движения двухфазного потока в газовых скважинах посвящены работы Ю.П. Коротаева, В.А. Мамаева, Г.Э. Одишария, А.А. Точигина, В.Г. Левича, Н.И. Семенова, О.В. Клапчука, А.И. Пономарёва, Ю.В. Калиновского, А.И.Гриценко, Ю.А.Харченко, С.Н. Бузинова, В.И. Шулятикова, О.В. Николаева, Дж. Ф. Ли (J.F. Lea), Г. Никенса (H. Nickens), М. Уэллса (M. Wells), Дж.Ф. Брилла (J.P. Brill), Х. Мукерджи (Н. Mukherjee), А. Хэйдждорна (A. Hagedorn), Р.Дж. Тёрнера (R.G. Turner), С.Б. Коулмэна (S.B. Coleman), К. Брауна (K. Brawn), Х.Грея (Н. Gray) и др.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация добычи газа из скважин многопластовых месторождений регулированием устьевого давления техническими устройствами»

Цель работы

Обоснование технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки многопластовых месторождений с однотрубной системой сбора газа и аналитических моделей эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин.

Объекты исследования

К объектам исследований относятся: многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения, содержащие в геологическом разрезе разобщенные и различные по ресурсно-энергетическому потенциалу и ФЕС выделенные эксплуатационные объекты.

Основные задачи исследования

1. Анализ геолого-технологических условий применимости существующих систем разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений. Изучение особенностей стратегии поэтапного ввода в разработку объектов в

условиях однотрубной газосборной сети на основе исторических данных разработки Губкинского месторождения.

2. Обоснование выбора методики гидродинамических расчетов течения многофазного потока применительно к условиям работы малодебитных газоконденсатных скважин Губкинского месторождения.

3. Совершенствование и разработка мероприятий, направленных на интенсификацию добычи газа из скважин многопластовых месторождений с однотрубной газосборной сетью, адресным регулированием их устьевого давления.

4. Разработка комплекса аналитических моделей для прогнозирования уровней добычи и режимных параметров работы разнообъектных малодебитных газоконденсатных скважин на основе интегрированного моделирования процессов системы «пласт - скважина - однотрубная газосборная сеть».

Научная новизна

Обоснован выбор аналитических зависимостей в качестве гидродинамического критерия условий начала накопления пластовой жидкости на забое скважин по данным специальных промысловых исследований газоконденсатных скважин Губкинского месторождения. По результатам гидродинамических исследований газоконденсатной скважины Губкинского месторождения показано, что доминирующее влияние на процесс «самозадавливания» оказывает осаждение взвешенных частиц жидкой фазы в ядре потока при скорости восходящего потока газа в интервале 2,3..4,1 м/с.

Предложена интегрированная прокси-модель системы «пласт - скважина -газосборная сеть», позволяющая оперативно рассчитывать динамику рабочих параметров группы разнообъектных малодебитных скважин, продуцирующих двухфазной смесью в однотрубный газосборный коллектор.

Теоретическая и практическая значимость

1. Использование газоструйных аппаратов (ГА) позволило осуществить опережающий ввод в разработку высокопотенциального пласта 2ПК12 Губкинского месторождения с обеспечением устойчивых технологических

режимов работы действующих низконапорных газовых скважин. По результатам технико-экономической оценки эффективности проведения опытно-промышленных испытаний (30.12.2017-01.07.2019) получена дополнительная добыча газа 16,1 млн м3 и 1,0 тыс. т газового конденсата. Чисто дисконтированный доход составил 21,2 млн руб. Данное технологическое решение включено в проектный документ по разработке Губкинского месторождения «Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского месторождения 2018 г.».

2. По результатам специальных гидродинамических исследований газоконденсатной скважины Губкинского месторождения доказано, что доминирующее влияние на процесс «самозадавливания» оказывает осаждение взвешенных частиц жидкой фазы в ядре потока при скорости восходящего потока газа в интервале 2,3..4,1 м/с.

3. Защищены патентами РФ:

- способ разработки многопластовых месторождений (патент №2722190), позволяющий обеспечить совместную эксплуатацию различных по энергетическому потенциалу объектов разработки за счет регулирования технологических режимов работы скважин мобильной компрессорной установкой (МКУ);

- способ снижения затрубного давления механизированных скважин и устройство для его осуществления (патент №2698785), позволяющий обеспечить устойчивые технологические режимы работы механизированных скважин, вскрывших двухфазные залежи.

4. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются в деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз», в частности для оперативного формирования прогноза уровней добычи газа и газового конденсата из базового фонда скважин и оценки эффективности геолого-технических мероприятий.

5. Научно-технические решения по добыче газа из нескольких эксплуатационных объектов, различающихся пластовыми давлениями и запасами, в однотрубный газосборный коллектор регулированием устьевого давления

скважин за счет применения МКУ включены в техническое задание «Оказание услуг по эксплуатации модульной компрессорной станции на кустовых площадках Губкинского месторождения».

Методология и методы исследования

В работе использованы: методы физико-химической гидродинамики вертикальных многофазных потоков; анализ данных эксплуатации водопроявляющих газоконденсатных скважин и результатов опытно-промышленных испытаний предлагаемых технологий, комплексных гидродинамических и газоконденсатных исследований скважин; аналитические расчеты режимов совместной работы группы малодебитных газоконденсатных скважин с применением программного обеспечения - электронные таблицы Microsoft Excel, со встроенным языком программирования Visual Basic for Applications.

Положения, выносимые на защиту

1. Интегрированная прокси-модель для определения гидродинамических условий совместной работы группы малодебитных разнообъектных газоконденсатных скважин, ограниченных противодавлением газосборного коллектора.

2. Результаты промысловых исследований режимных параметров работы водопроявляющей скважины и обоснование выбора методики определения условий полного и непрерывного выноса жидкости с забоя.

3. Технико-экономическое обоснование применения технических устройств, обеспечивающих регулирование устьевого давления при эксплуатации низконапорных газоконденсатных скважин.

4. Способ и технологические средства для разработки нефтегазовых залежей с использованием ГА и газовой инфраструктуры соседних месторождений.

5. Математическая модель прогнозирования параметров работы скважин при адресном снижении устьевого давления с применением технических устройств.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Область исследования диссертационной работы автора соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 3 - «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений»; пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечена данными, полученными в ходе опытно-промышленных испытаний и комплексных гидродинамических и газоконденсатных исследований скважин, выполненных по стандартизированным методикам с применением поверенных приборов измерения устьевых и забойных параметров. Методики газодинамических и газоконденсатных исследований соответствуют требованиям «Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин и пластов. Р Газпром 086-2010».

Теория построена на использовании известных методов физико-химической гидродинамики вертикальных многофазных потоков и анализа данных эксплуатации водопроявляющих газоконденсатных скважин.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на V Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 2017 г.), I международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Технологии будущего нефтегазовых регионов» (г. Сургут, 2018 г.), Всероссийском конкурсе «Новая идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий и организаций топливо -энергетического комплекса (г. Москва, 2018 г.), Российской нефтегазовой

технической конференции SPE (г. Москва, 2018 г.), Всероссийской научно-технической конференции «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа. Проблемы, исследования и инновации» (г. Уфа, 2019 г.), а также неоднократно на научно -технических конференциях ПАО «НК «Роснефть» (2017-2018 гг.).

Публикации

Результаты диссертационного исследования отражены в 10 публикациях, в том числе 3 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК при Минобрнауки РФ, 1 статьи в издании, индексируемом в международной базе данных Scopus, 2 патентах на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованной литературы, содержащего 96 наименований и 6 приложений. Работа изложена на 137 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц, 38 рисунков.

Работа выполнялась на кафедре «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» под руководством д.т.н., проф. А. И. Пономарёва, которому автор выражает искреннюю благодарность за помощь на всех этапах выполнения диссертации.

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Анализ применения систем разработки и поверхностного обустройства многопластовых месторождений природных газов

В природе нередко встречаются газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ), в геологическом разрезе которых имеется несколько залежей, выделяемых в самостоятельные объекты разработки (Губкинское НГКМ, Северо-Комсомольское НГКМ, Барсуковское НГКМ, Харампурское НГКМ, Уренгойское НГКМ и др.). На технико-экономическую эффективность разработки таких многопластовых месторождений ключевое влияние оказывает обоснование оптимальной системы разработки и поверхностного обустройства. При проектировании многопластовых месторождений сложность выполняемых работ кратно возрастает по сравнению с однопластовыми [1], что обусловлено не только необходимостью определения схемы разработки условно каждого пласта (объекта) в отдельности, но и одновременной оптимизацией показателей разработки по месторождению в целом [2]. Определение системы разработки и поверхностного обустройства является сложной комплексной задачей, основанной на технико-экономической оценке единой системы «объекты разработки — скважины — трубопровод — объекты подготовки скважинной продукции». Как правило, решение представленной задачи сводится к расчету и оценке большого количества вариантов с выделением нескольких обладающих приемлемыми показателями эффективности. При этом важным вопросом, обусловленным фактором многопластовости, является формирование стратегии разбуривания объектов и последовательности их ввода в эксплуатацию.

Определению систем разработки многопластовых газовых, газоконденсатных и НГКМ месторождений посвящены работы С.Н.Закирова, Ю.П. Коротаева, В.Ф. Базива, И.Н.Стрижова, И.Е.Ходановича, Б.Б. Лапука, Н.К.

Байбакова, Ф.А. Требина, К.С. Басниева, В.Н. Петрова, Б.Е. Сомова, В.Ф. Старшова, А.И. Ермолаева, М.Т. Абасова, А.М. Кулиева, Я.Т. Атаева, Е.М. Храменкова, П.Т. Шмыгли, А.Н. Лапердина, А.В. Кононова, В.Н. Маслова, С.З. Салихова, Г.В. Рассохина, Г.И. Облекова, А.И. Марковского, И.А. Леонтьева, В.И. Петренко и др. [1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11; 12; 13; 14; 15; 16; 17; 18; 19; 20; 21; 22].

При наличии в геологическом разрезе разобщенных и резко отличающихся по энергетическим и ФЕС объектов с целью минимизации капитальных затрат и времени на строительство трубопроводов часто, в т.ч. из-за неопределенности геологической информации, применяется стратегия поэтапного ввода в разработку объектов. Очевидно, что задача определения очередности ввода эксплуатационных объектов в разработку не является типовой и для каждого конкретного месторождения обосновывается индивидуально, однако условно выделяют ряд основных систем разработки многопластовых месторождений природных газов, имеющих свои преимущества и недостатки [4; 8].

В России на ряде месторождений (Губкинское НГКМ, СевероКомсомольское НГКМ и др.) для выработки запасов из газовых объектов применяется система разработки «снизу-вверх». Данная система предполагает изначальную выработку запасов нижележащих объектов до момента достижения проектных коэффициентов газоотдачи с последующим переходом на вышележащие горизонты (возвратные объекты) [4]. Зачастую на начальной стадии разработки основные проектные решения обосновываются по результатам данных, полученных при бурении и апробировании разведочных скважин в условиях неопределенности данных о строении пластов, их геолого-физических характеристиках, характере неоднородности, ресурсно-энергетическом потенциале и наличии газодинамической связи между пластами. Вероятностный характер исходной информации приводит к рискам, связанным с рентабельностью долгосрочных инвестиционных стратегий. В свою очередь, при бурении на нижележащие пласты предоставляется возможность уточнения данных по транзитным объектам геофизическими и петрофизическими методами,

а также непосредственно проведением испытаний объектов. Это позволит снять риски и скорректировать долгосрочную инвестиционную стратегию. Необходимо отметить, что в условиях отсутствия ограничивающих критериев, связанных с различием состава газа групп пластов [5], их коллекторских и прочностных свойств, возможно включение группы вышезалегающих пластов в разработку в момент времени, когда устьевое давление скважин, дренирующих нижние горизонты, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие пласты [4; 23]. К примеру, данный способ реализован при разработке Бованенковского НГКМ [24].

Разработка по принципу «сверху-вниз» применяется в случае, если бурение и разработка нижележащих горизонтов требует значительных капиталовложений, при этом запасов вышележащих горизонтов достаточно для обеспечения самостоятельной рентабельной разработки [8]. Как правило, бурение вышележащих залежей в связи с малой глубиной скважин является относительно быстрым и менее затратным, что позволяет в кратчайшие сроки окупить капитальные вложения. В последующем при разработке проектов ввода в эксплуатацию нижележащих горизонтов необходимо рассматривать бурение новых скважин, углубление ранее пробуренных, либо бурение (зарезку) бокового ствола. Однако, в связи с наличием дополнительных капитальных затрат самостоятельные проекты последующего ввода в разработку нижележащих объектов могут оказаться нерентабельными. Необходимо также отметить, что наличие в разрезе пластов со сниженным в результате разработки на режиме истощения пластовым давлением может привести к осложнениям в процессе бурения и эксплуатации. Так, на Комсомольском месторождении в 2014 г. на части эксплуатационного фонда было выявлено изменение геометрических характеристик эксплуатационных колонн, произошедшего в результате деформационных явлений пород, слагающих продуктивный транзитный пласт ПК1, вызванных снижением пластового давления на 70..75% от начального. В последующем с целью обеспечения дальнейшей возможности эксплуатации

данных скважин были произведены масштабные внеплановые ремонтные мероприятия по устранению негерметичности эксплуатационных колонн.

Как отмечено ранее, представленные стратегии упорядоченного поэтапного ввода объектов в разработку являются условными. В случае наличия в геологическом разрезе пласта (группы пластов), в котором сосредоточены основные запасы, возможно определение его в качестве базового объекта разработки с последующим вводом других (второстепенных) объектов.

С целью сокращения срока выработки запасов возможна реализация вариантов одновременной разработки самостоятельных объектов. Наиболее очевидным является способ разработки, согласно которому все эксплуатационные объекты разрабатываются раздельными сетками скважин и для каждого объекта разработки строится своя система наземного обустройства [11]. Это позволяет контролировать разработку каждого пласта в отдельности по аналогии с однопластовыми месторождениями. Однако недостатком указанного способа является необходимость строительства ряда самостоятельных трубопроводных сетей, что приводит к высоким капитальным и эксплуатационным затратам. В большинстве случаев данный вариант не применим для ввода в разработку небольших по запасам залежей ввиду низкой рентабельности, однако может быть приемлемым при наличии в разрезе месторождений нескольких крупных по запасам объектов.

Совместное залегание нескольких газоносных пластов является благоприятным обстоятельством для их разработки совместной сеткой скважин. Иногда с целью сокращения капитальных затрат на бурение скважин на каждый эксплуатационный объект производится их укрупнение путем приобщения новых пластов. Однако, при значительном различии энергетического потенциала пластов, их коллекторских и прочностных свойств, необходимо обеспечение определенных условий эксплуатации каждого пласта, что не позволяет объединить несколько пластов в единый объект разработки [25]. Наличие различного по составу газа в пластах в ряде случаев [1; 8] также не позволяет добывать, транспортировать, подготавливать газ совместно. В иных случаях

данный вариант может быть экономически привлекательным. Опыт эксплуатации газовых скважин, вскрывших несколько эксплуатационных объектов, выявил ряд особенностей и сложностей, обусловленных:

— отсутствием возможности регулирования процессов разработки по каждому пласту в отдельности;

— необходимостью распределения извлекаемой добычи по пластам расчетным способом;

— высокой вероятностью получения некондиционных исследований при определении характеристик пластов и скважин;

— рисками образования неконтролируемых межпластовых перетоков.

Отдельно необходимо выделить способ разработки многопластовых

месторождений, основанный на одновременно-совместной эксплуатации изначально разнопотенциальных пластов, путем обеспечения предварительного внутрискважинного перепуска газа между пластами [26]. Применение представленного способа стоит рассматривать как возможность ввода в эксплуатацию нижнего или верхнего малорентабельного объекта. Реализация системы осуществляется поэтапно. На первом этапе осуществляется бурение скважин, совместная перфорация объектов и реализация внутрискважинного перепуска газа до момента уравновешивания гидродинамической системы при закрытой на устье скважине. Следующим этапом осуществляют одновременно-совместную эксплуатацию верхнего и нижнего пластов по единой лифтовой колонне. Также известны похожие способы разработки, предусматривающие комбинирование перепускных скважин с добывающими скважинами, пробуренными на основной объект [27; 28]. Недостатком представленных способов является полное или частичное отсутствие добычи углеводородов на момент перепуска газа, что зачастую значительно снижает показатели эффективности проекта. Кроме того, необходимо отметить, что вариант реализации представленных способов на начальной стадии разработки необходимо рассматривать с учетом повышенных рисков, обусловленных высокой степенью неопределенности геологической информации об объектах.

Регулирование процесса отбора запасов отдельно по каждому пласту при совместной сетке скважин возможно путем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких объектов разработки. Способ ОРЭ на скважинах позволяет разобщить между собой пласты применением пакерной системы с использованием ряда фонтанных труб. На месторождениях природного газа ОРЭ впервые применялась в 1949 г. на Елшано-Курдюмском месторождении в Саратовской области [29]. Дальнейшее распространение способ нашел на Оренбургском месторождении [29], Ачакском газоконденсатном месторождении в Туркмении [3; 30], а также на месторождениях Украины, Узбекистана [30]. В работе [31] рассматривается возможность применения ОРЭ на газовых скважинах на месторождении Хасси Р'мель в Алжире. При рассмотрении вариантов совместного освоения туронской и сеноманской газовых залежей Харампурского месторождения ОРЭ оценивался в качестве одного из вариантов разбуривания [32]. Разработка конструкций скважины для ОРЭ применительно к условиям Бованенковского газоконденсатного месторождения изложена в работе [16]. При ОРЭ одной скважиной эксплуатируют в большинстве случаев только два пласта, эксплуатация более трех пластов практически не применяется. ОРЭ применяется с целью снижения капитальных затрат на сооружение скважин, однако усложнение конструкции скважин по результатам качественной оценки также приводит к существенному росту эксплуатационных затрат [32], что в долгосрочной перспективе может не привести к увеличению рентабельности проекта в целом.

Перечисленные выше методы относились к системам разработки на режиме истощения пластовой энергии, характерного для газовых и большинства газоконденсатных месторождений. При наличии в геологическом разрезе залежей «сырого» газа с высоким содержанием компонентов C5+ рационально рассматривать способы поддержания пластового давления, с целью минимизации внутрипластовых потерь тяжелых фракций углеводородов в результате явления ретроградной конденсации [33]. В частности, возможно использование схем, в которых рабочий агент закачки будет являться предварительно сепарированным

«сухим» газом, добытым из вышележащих/нижележащих объектов (сайклинг-процесс).

Как ранее отмечалось, выбор системы разработки и наземного обустройства конкретного месторождения является сложной комплексной задачей, решение которой сводится к технико-экономической оценке множества возможных вариантов и выбору наиболее оптимального с учетом всех преимуществ и недостатков. В процессе разработки уточнение геологической информации, изменение экономических макропараметров и ряд других факторов обусловливают необходимость проведения работ по анализу эффективности разработки и внесения соответствующих корректировок в изначально утвержденный вариант. Показательным примером значительных корректировок, вносимых в изначальный проект разработки многопластовых месторождений, является рассматриваемая далее реализация поэтапной стратегии ввода в разработку объектов Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения.

1.2 Особенности поэтапной разработки газовых объектов на примере Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения

1.2.1 Краткая характеристика геологического строения, структуры запасов и объектов разработки Губкинского месторождения

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в центральной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, было открыто в 1965 г. и является одним из первых месторождений, обнаруженных в северной части Западной Сибири. Отбор нефти производится с 1993 г., а природного газа с 1999 г. [34]. Месторождение характеризуется сложным геологическим строением с большим количеством продуктивных пластов и этажом нефтегазоносности (более 1500 м.). Запасы углеводородов месторождения распределены на двух участках недр - Губкинском

и Усть-Пурпейском. В данной работе рассматриваются объекты, принадлежащие Губкинской лицензионной территории.

Подробное описание тектонического строения и литолого-стратиграфической характеристики Губкинского месторождения представлено в работах [34; 35]. Промышленная нефтегазоносность выявлена от сеноманских до юрских отложений, что соответствует интервалам глубин залегания 1100-3000 м. Геологический разрез Губкинского месторождения представлен на Рисунке 1.1.

Продуктивная толща Губкинского месторождения представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчано-алевролитовых разностей. Всего выделено 26 нефтяных, 15 газовых и 16 газоконденсатных объектов разработки. Пласты характеризуются высокой расчлененностью, наличием тектонических разломов, небольшими продуктивными толщинами, низкой продуктивностью. Вследствие близости физико-литологических характеристик пласты можно условно объединить в несколько групп ПК, АП, БП [34; 35].

Группа ПК включает в себя пласты содержащие:

- только чисто газовые залежи (ПК12/1, ПК14, ПК15, ПК17);

- только нефтяные залежи (ПК13, ПК21/2);

- нефтяные, газонефтяные залежи (ПК12/2, ПК19, ПК21/1);

- нефтяные, газонефтяные и нефтегазовые залежи (ПК18);

- чисто газовые, нефтяные, газонефтяные залежи (ПК16, ПК20, ПК22/2);

- чисто газовые, газонефтяные залежи (ПК12/3);

- чисто газовые, нефтяные, газонефтяные и нефтегазовые залежи (ПК22/1).

Группа АП включает в себя:

- чисто газовые, нефтяные, газонефтяные залежи (АП1);

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ибатулин Артур Адикович, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закиров, С. Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С. Н. Закиров, Э. С. Закиров, И.С. Закиров, М. Н. Баганова, А. В. Спиридонов. - М. : ИПНиГ РАН, 2004. - 520 с.

2. Ермолаев, А. И. Системный анализ и модели формирования вариантов разработки группы залежей нефти и газа : дисс. ... д-ра. техн. наук : 05.13.01 : защищена 20.02.02 : утв. 17.05.02 / Ермолаев Александр Иосифович. - М., 2001. -284 с.

3. Закиров, С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С. Н. Закиров. - М. : Струна, 1998. -628 с.

4. Коротаев, Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений / Ю. П. Коротаев. - М. : Недра, 1975. - 415 с.

5. Коротаев, Ю. П. Теория и проектирование газовых и газоконденсатных месторождений / Ю. П. Коротаев, С. Н. Закиров. - М. : Недра, 1981. - 294 с.

6. Базиев, В. Ф. О проектировании совместной разработки многопластовых объектов / В. Ф. Базиев // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. -С. 46-47.

7. Базиев, В. Ф. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений / В. Ф. Базиев, С. Н. Закиров // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 11. - С. 58-60.

8. Стрижов, И. Н. Добыча газа (Репринтное издание). / И. Н. Стрижов, И. Е. Ходанович. - М.-Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2003. -367 с.

9. Лапук, Б. Б. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений. / Б. Б.Лапук, Н. К. Байбаков, Ф. А. Требин, К. С. Басниев, С. Н. Закиров, В. Н. Петров, Б. Е. Сомов, В. Ф. Старшов -М. : Недра, 1970. - 288 с.

10. Ермолаев, А. И. Оптимизация и выбор систем разработки группы залежей нефтяных и газовых месторождений / А. И. Ермолаев, А. В. Ахметзянов, О. С. Гребенник // Проблемы управления. - 2010. - № 6. - С. 38-44

11. Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С. Н. Закиров, Б. Б. Лапук - М. : Недра, 1975. - 376 с.

12. Абасов, М. Т. Газогидродинамические методы регулирования разработки многопластового газоконденсатного месторождения при упруговодонапорном режиме / М. Т. Абасов, А. М. Кулиев, Я. Т. Атаев // Труды ИПГНГИ АН Азерб.ССР : сб. науч.тр. - 1972. - С. 139-147.

13. Храменков, Е. М. Регулирование совместной эксплуатации газовых залежей, имеющих упруговодонапорный режим / Е. М. Храменков // Газовая промышленность. - 1968. - № 8. - С. 5-10.

14. Шмыгля, П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений / П. Т. Шмыгля - М. : Недра, 1967. - 260 с.

15. Лапердин, А. Н. Основные принципы разработки многокупольных газовых месторождений (на примере Комсомольского месторождения). / А. Н. Лапердин, А. В. Кононов, В. Н. Маслов - М. : ОАО "Газпром", ООО "ИРЦ Газпром, 2001. - 35 с.

16. Салихов, З. С. Обоснование методов разработки и эксплуатации газовых месторождений полуострова Ямал : дисс. ... канд. техн. наук : 05.15.06 / Салихов Зульфар Салихович. - Уфа, 2000. - 172 с.

17. Рассохин, Г. В. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоностности / Г. В. Рассохин, Г. Р. Рейтенбах, Н. Н. Трегуб, И. А. Леонтьев, Р. И. Вяхирев, О. Ф. Худяков - М. : Недра, 1984. - 206 с.

18. Облеков, Г. И. О целесообразности организации искусственных перетоков газа в продуктивном разрезе месторождения Медвежье / Г. И. Облеков // Сборник научных трудов «Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа»: сб. науч.тр. - М. : РАО "Газпром" «ВНИИГАЗ», 1998. - С. 283-286.

19. Марковский, А. И. Об идентификации фильтрационных коэффициентов двух газоносных пластов вскрытых одной скважиной, по устьевым замерам давления и дебита / А. И. Марковский // Сборник научных трудов «Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа»: сб. науч.тр. - М. : РАО "Газпром" «ВНИИГАЗ», 1998. -С. 306-313.

20. Марковский, А. И. О дебите скважины, вскрывающей два горизонтальных пласта / А. И. Марковский, В. Л. Потемкин // Сборник научных трудов «Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа»: сб. науч.тр. - М. : РАО "Газпром" «ВНИИГАЗ», 1998. - С. 293301.

21. Кулиев, А. М. Газогидродинамические расчеты разработки многопластового газового месторождения при укрупненном режиме / А. М. Кулиев // Из. АН Азерб. ССР: сб. науч.тр. Вып 6. - 1968.

22. Рассохин, Г. В. Влияние обводнения многопластовых месторождений на их разработку / Г. В. Рассохин, И. А. Леонтьев, В. И. Петренко - М. : Недра, 1973. - 264 с.

23. Пат. 2377396 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/14. Способ разработки многопластовых газовых месторождений / Н. А. Гафаров, С. Н. Гордеев, С. Н. Меньшиков; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром добыча Надым» - № 2008137698; заявл. 19.09.2008; опубл. 27.12.2009, Бюл. № 36.

24. Меньшиков, С. Н. Рекордные показатели / С. Н. Меньшиков // Газпром. - 2015. - № 3. - С. 10-13.

25. Правила разработки месторождений углеводородного сырья. - М. : ЗАО НТЦ ПБ, 2016. - 48 с. - (Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности). - ISBN 978-5-9687-0725-3.

26. Пат. 2135748 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/16, E 21 B 43/14. Способ разработки многопластовых газовых месторождений / Ю. А. Перемышцев, Ю. С.Наренков, Л. И. Яковук, Н. Г. Степанов, П. А. Гереш, И. П.

Скира; заявитель и патентообладатель Ю. А. Перемышцев, Ю. С.Наренков, Л. И. Яковук, Н. Г. Степанов, П. А. Гереш, И. П. Скира - № 98101541; заявл. 30.01.1998; опубл. 27.08.1999.

27. Пат. 2034131 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/00, E 21 B 43/14, E 21 B 43/18. Способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения / Г. И. Облеков, В. В. Ремизов, М. Н. Середа, Е. М. Нанивский, В. М. Нелепченко, М. К. Тупысев, Г. Г. Жиденко; патентообладатель В. В. Ремизов - № 4944165; заявл. 05.04.1991; опубл. 30.04.1995.

28. Пат. 2383719 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/14. Способ разработки многопластового газоконденсатного месторождения с использованием транспорта по высокопроницаемому пласту / Л. В. Михельсон, М. В. Попов, В. И. Гиря, А. М. Фридман, И. Ю. Леонтьев, Р. Р. Юнусов, В. А. Истомин, А. А. Лузин; заявитель и патентообладатель ООО «НОВАТЭК» - № 2008129136; заявл. 16.07.2008; опубл. 10.03.2010, Бюл. № 7

29. Вяхирев, Р. И. Теория и опыт добычи газа / Р. И. Вяхирев, Ю. П. Коротаев, Н. И. Кабанов - М. : Недра, 1998. - 479 с.

30. Ширковский, А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / А. И. Ширковский - М. : Недра, 1987. - 309 с.

31. Boussa, M. Optimizing production gas wells by using a dual completion / M. Boussa, H. Hebbal // Canadian international petroleum conference. - 2006. -P. 1-15.

32. Анализ мирового опыта по освоению трудноизвлекаемых запасов газа и составление плана исследовательских и опытно-промышленных работ для освоения Туронских газовых залежей. : информационный отчет : ООО «РН-УфаНИПИнефть» ; рук. Исламов Р. Р. - Уфа., 2014. - 369 с.

33. Закиров, С. Н. Новая технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин / С. Н. Закиров, И. М. Индрупский, И. В. Рощина, Э. С. Закиров, Д. П. Аникеев // Электронный научный журнал: Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - 2010. - № 1. - С. 1-10.

34. Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах лицензионного участка ПАО «НК «Роснефть». : отчет : ООО «РН-УфаНИПИнефть» ; рук. Янтудин А. Н. -Уфа., 2017. - 680 с.

35. Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах лицензионного участка ПАО «НК «Роснефть». : отчет : ООО «РН-УфаНИПИнефть» ; рук. Костенко И. В. -Уфа., 2018. - 958 с.

36. Пономарёв, А. И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах / А. И. Пономарёв - Новосибирск. : СО РАН, 2007. - 236 с.

37. Калиновский, Ю. В. Определение истинного газосодержания в расчетах движения многофазных потоков обводняющихся газоконденсатных скважин / Ю. В. Калиновский, А. И. Пономарёв, Г. А. Ланчаков, В. А. Савицкий // Газовая промышленность. - 2010. - № Спецвыпуск. - С. 52-54.

38. Ли, Д. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Д. Ли, Г. В. Никен, М. Уэллс - М. : ООО «Премиум Инжениринг», 2008. - 365 с.

39. А. с. 571107 СССР, E 21 B 43/20. Способ добычи газа / Ю. П. Коротаев, С. Н. Закиров, Р. М. Кондрат, Г. Д. Савенков, И. И. Кравченко, Н. С. Швадчак (СССР). - №2075239; заявл. 12.11.1974; опубл. 07.11.1987.

40. Зайцев, Ю. В. Теория и практика газлифта / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов, Р. А. Сафаров, Я. П. Дворкин, И. Ю. Зайцев - М. : Недра, 1987. - 256 с.

41. Грицишин, Д. Н. Новые технологии эксплуатации газоконденсатных скважин с низкими устьевыми параметрами на Уренгойском НГКМ / Д. Н. Грицишин, Ю. Б. Салихов, Н. А. Цветков // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч.тр. - М. : Недра, 2003. - С. 158-166.

42. Пономарёв, А. И. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с

применением устьевых газоструйных аппаратов / А. И. Пономарёв, В. С. Вербицкий, А. Э. Федоров, А. А. Ибатулин // Вести газовой науки. - 2018. - № 1 (33). - С. 171-180.

43. Соколов, Е. Я. Струйные аппараты / Е. Я. Соколов, Н. М. Зингер - М. : Энергоиздат, 1989. - 352 с.

44. Кульков, А. Н. Перспективы использования эжекторной технологии в газовой промышленности / А. Н. Кульков, Ю. Б. Салихов, Н. Р. Колушев, И. Н. Царев // Проблемы эффективности производства на северных нефтедобывающих предприятиях материалы НТК: сб. науч.тр. - ИРЦ Газпром, 1994. - С. 127-143.

45. Христианович, С. А. О расчете эжектора / С. А. Христианович // Промышленная аэродинамика: сб. науч.тр. - ЦАГИ, 1944.

46. А. с. 70196 СССР, F 04 F 5/14. Способ соединения газовых скважин и магистралей разных давлений / М. Д. Миллионщиков, Г. М. Рябинков, Ф. А. Требин, С. А. Христианович (CCCP). - №2302(339823); заявл. 21.07.1945; опубл. 31.01.1948.

47. Сборник работ по исследованию сверхзвуковых газовых эжекторов : сб. науч. тр. / М. : Изд. Бюро научной информации ЦАГИ, 1961

48. Царев, И. Н. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки / И. Н. Царев, Г. М. Васяев // Газовая промышленность. - 1987. - № 7. - С. 40-41.

49. Царев, И. Н. Использование эжекторов для повышения эффективности КС / И. Н. Царев // Газовая промышленность. - 1998. - № 12. - С. 38-39.

50. Касьяненко А. А. Разработка технико-технологических решений по совершенствованию процессов промыслового сбора газа сеноманской и туронской залежей : дисс. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Касьяненко Андрей Александрович. - М., 2018. - 199 с.

51. Harms, L. K. Installing low-cost, low-pressure wellhead compression on tight Lobo Wilcox wells in South Texas: A case history / L. K. Harms // SPE 90550

presented at the 2004 SPE annual technical conference and exhibition, 26-29 September, 2004, Houston, Texas. - 2004. - P. 1-7.

52. Cordon, C. Wellhead gas compression maximizes gas feed to Pakistan gas plant / C. Cordon // Drilling & Production. - 2011. - P. 82-85.

53. Sumaryanto, S. Optimizing well productivity and maximizing recovery from a mature gas field : The application of wellhead compressor technology / S. Sumaryanto, A. Lukman, N. H. Kontha, W. F. Turnbull // SPE Asia pacific oil and gas conference and exhibition, 18-20 October, 2010, Australia. - 2010. - P. 1-5.

54. Саранча, А. В. Применение модульных компрессорных установок российского производства при добыче низконапорного сеноманского газа / А. В. Саранча, В. А. Огай // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. - № 1(62). - С. 21-23.

55. Воронцов, М. А. Перспективы применения распределенного компримирования в промысловых системах добычи газа / М. А. Воронцов, А. А. Ротов, И. В. Марущенко, Е. В. Лаптев // Вести газовой науки. - 2014. - № 4(20). -С. 164-173.

56. Пат. 168,841 США, МПК E 21 b 43/00. Natural gas saver with separator and compressor / D. F. Tipton, L. R. Jeffers; заявитель и патентообладатель D. F. Tipton, L. R. Jeffers. - № US 137/14; заявл. 04.08.71; опубл. 26.12.1972 - 5 c.

57. Libson, T. N. Casr histories: Identification of and remedial action for liquid loading in gas wells-intermediate shelf gas play / T. N. Libson, J. T. Henry // Journal of Petroleum Technology. - 1980. - P. 685-693.

58. Минликаев, В. З. Применение блочно-модульных обвязок скважин на месторождениях ОАО «Газпром» / В. З. Минликаев, Д. В. Дикамов, И. В. Шулятиков // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса. -2013. - С. 42-47.

59. Coleman, S. B. Look at predicting gas well liquid load-up / S. B. Coleman, H. B. Clay, D. V. McCurdy, H. N. Lea // Journal of Petroleum Technology. - 1991. -P. 329-332.

60. Мамаев, В. А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамаев, Г. Э. Одишария, О. В. Клапчук, А. А. Точигин, Н. И. Семенов - М. : Недра, 1978. - 270 с.

61. Мамаев, В. А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамаев, Г. Э. Одишария, Н. И. Семенов, А. А. Точигин - М. : Недра, 1969. - 208 с.

62. Turner, R. G. Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells / R. G. Turner, M. G. Hubbard, A. E. Dukler // SPE-2198-PA. - 1969. - P. 1-8.

63. Lee, J. Gas reservoir engineering / J. Lee, R. A. Wattenbarger - SPE Textbook Series, 1996. - 349 p. - ISBN: 978-1-55563-073-7.

64. Одишария, Г. Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г. Э. Одишария, А. А. Точигин - М. : ВНИИГАЗ; Иваново: Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.

65. Гриценко, А. И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопровода / А. И. Гриценко, О. В. Клапчук, Ю. А. Харченко - М. : Недра, 1994. - 239 с.

66. Brill, J. P. Multiphase flow in wells / J. P. Brill, H. Murkherjee - Texas: SPE Textbook Series, 1999. - 164 p. - ISBN: 978-1-55563-080-5.

67. Николаев, О. В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах : дисс. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Николаев Олег Валерьевич. - М., 2012. - 148 с.

68. Бузинов, С. Н. Экспериментальное исследование потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью // Разработка месторождений, промысловая и заводская обработка газа, транспорт газа / С. Н. Бузинов, В. И. Шулятиков // Разработка месторождений, промысловая и заводская обработка газа, транспорт газа. - 1974. - № 2. - С. 60-69.

69. Hargedorn, A. R. Experimental study of pressure gradients occuring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits / A. R. Hargedorn, K. E. Brown // Journal of Petroleum Technology. - 1965. - P. 1-10.

70. Гусаков, Н. А. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи / Н. А. Гусаков, Г. Г. Кучеров - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 214 с.

71. Левич, В. Г. Физико-химическая гидродинамика / В. Г. Левич - М. : Физматгиз, 1959. - 699 с.

72. ГОСТ P 57851.2 -2017. Смесь газоконденсатная. - Введ. 2019.01.01. -М. : Стандартинформ, 2017. - 66 с.

73. Гуревич, Г. Р. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей / Г. Р. Гуревич, А. И. Брусиловский - М.: Недра, 1984. - 264 с.

74. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. P Газпром 086-2010, Система стандартизации ОАО «Газпром». - М. : Газпром экспо, 2011. - Ч.1. - 234 с.

75. Алиев, З. С. Опыт исследования скважин нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения. Обзорная информация: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / З. С. Алиев, Т. Г. Бердин, Г. С. Ли -М. : ИРЦ Газпром, 2002. - 43 с.

76. Кащенко, В. В. Газогидродинамические исследования газовых скважин / В. В. Кащенко, О. В. Резник, В. А. Титов - М. : Недра, 2004. - 324 с.

77. Fedorov, А. Increasing of Operation Efficiency of Low Pressure Gas Wells by Using of Gas-Jet Device (SPE-191733-18RPTC-MS) / А. Fedorov, A. Ibatulin // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 15-17 Оctober, 2018, Moscow, Russia. -2018. - P. 1-18.

78. Пономарёв, А. И. Комплексные решения по повышению эффективности разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений. / А. И. Пономарёв, Р. Ф. Ситдиков, А. А. Ибатулин, А. Э. Федоров, Б. Ш. Муслимов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 12. - С. 44 -53.

79. Инструкция по эксплуатации эжекторов. - М. : ВНИИГаз, 1982.

80. Методика расчета струйных аппаратов. - ВолгоградНИПИнефть,

1987.

81. Хорошилов, В. А. О расчете эжекторов при использовании их в системе. / В. А. Хорошилов // Транспорт и хранение газа, Т. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома - 1980. - № 9. - С. 25-29

82. Пат. 2722190 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/14. Способ разработки многопластовых месторождений природных газов / Пономарёв А. И., Ситдиков Р. Ф., Ибатулин А. А.; заявитель и патентообладатель Пономарёв А. И., Ситдиков Р. Ф., Ибатулин А. А. - № 2019137281; заявл. 19.11.2019; опубл. 28.05.2020, Бюл. № 16.

83. Курбанов, А. К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей / А. К. Курбанов// Изв. ВУЗов, серия Нефть и газ - 1958. - № 6.

84. Чарный, И. А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях / И. А. Чарный // Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти - Баку, 1953.

85. Буракова, С. В. Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Восточной Сибири. / С. В. Буракова, Д. В. Изюмченко, И. И. Минаков, В. А. Истомин, Е. Л. Кумейко // Вести газовой науки - 2013. - № 5(16). - С. 124-133.

86. Умариев, Т. М. Разработка нефтегазовых залежей изоляцией зон качественно различного насыщения. / Т. М. Умариев // Вестник Дагестанского государственного технического университета. Технические науки - 2011. - С. 1-7.

87. Технологический проект разработки Барсуковского нефтегазового месторождения. : отчет : ООО «РН-УфаНИПИнефть» ; рук. Янтудин А. Н. - Уфа., 2017.

88. Пат. 2698785 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/12, F 04 F 5/54. Способ снижения затрубного давления механизированных скважин и устройство для его осуществления / Вербицкий В. С., Пономарёв А. И., Гаранин А. М., Ситдиков Р. Ф., Федоров А. Э., Ибатулин А. А., Горидько К. А.; заявитель и

патентообладатель ООО «РН-Пурнефтегаз». - № 2018117618; заявл. 11.05.2018; опубл. 29.08.2019, Бюл. № 25.

89. Нигматуллин, Ф. Н. Комплексный подход к контролю разработки газовых залежей на примере ООО «РН-Пурнефтегаз» / Ф. Н. Нигматуллин, Р. Р. Исламов, Б. Ш. Муслимов, Е. В. Уткин, А. А. Ибатулин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - № 1(81) - С. 17-23.

90. Дейк, Л. П. Практика инжиниринга нефтяных пластов. / Л. П. Дейк. -АНО "Ижевский институт компьютерных исследований", 2007. - 651 с.

91. Hall, H. N. Compressibility of reservoir rocks. / H. N. Hall // Trans, AIME

- 1953. - P. 309-311.

92. Marques, J. B. Classic models of calculation of influx: A comparative study. / J. B. Marques, S. A. Petobras, O. V. Trevisan, S. B. Suslick // SPE 107265 -2007. - P. 1-12.

93. Van Everdinger, A. F. The Application of the Laplace transformation to flow problems in reservoirs. / A. F. Van Everdinger, W. Hurst // Transactions of AIME

- 1949. - P. 305-324.

94. Fanchi, J. R. Analytical representation of the Van Everdingen-Hurst aquifer influence functions for reservoir simulation. / J. R. Fanchi // SPE, Keplinger and Assoc

- 1985. - P. 405-406.

95. Пономарёв, А. И. Комплексирование газоконденсатных и гидродинамических исследований скважин для определения характеристик многофазного потока. / А. И. Пономарёв, Ю. В. Калиновский // Наука и техника в газовой промышленности - 2017. - Т. 70. - № 2.

96. Arps, J. J. Analusis of decline curves. / J. J. Arps // Transactions of the AIME - 1945. - P. 228-247.

ООО «ПГ-ГТурнефтегаз» (наименование С)Г)

УДОСТОВЕРЕНИЕ

тга рационализаторское предложение

.4« 043

от 27.06.2017г.

Настоящее удостоверение выдано

Ибатулину Артуру Ддиковичу

на предложение, причнанное рацио нал 111а шреки м и

принятое ООО «РН-Пурнеф 1 анч» 19.03.2018г.

(наимспошшие <)Г) (дата)

к использованию с наименованием:

«Технологическая установка синження устьевого лавления низконанорных гаюпмт скважин»»

/Баряев С.П

«А

Общество с ограниченной ответственностью «РН-БашНИПИнефть

1000 «РН-ЬашНИЛИнефть»)

I»

■См цлмиц [wwfh iw№t

< f-> ¡OV

П*«и«з 0fi i etat* Ewnw*РигИг«"*'*' «iOCflfi

nn e»x +7эа>гег«1 ?5.с-гт«( r?«*jä№<in>»i«ft.'u

tt«K78<?'2GB кгг аг-алал огрн iqbo??bid;?h>

Ссдогоо t nnwwoi II W!IIU9»IKH0 •ж (.иеслмп.-

<< Пмп №t1 i voi Ркгппмбатшсч,. 4S0006 «г. ->? м?3вг-м « »»X +7 3«? геа ai-i5.£-n«i

«+ив;в1ггав9 ктоэтво-ош ofwisuiBinnBO

ОТ_

на №

ОТ

В Диссертационный совет Д 212.289.04 ул. Космонавтов, 1, г. Уфа, РБ, Россия, 450062

Справка о внедрении результатов диссертационных исследований Ибатулина A.A.

Настоящей справкой подтверждается использование результатов, полученных в диссертационной работе Ибатулина A.A., непосредственно в производственном процессе и в качестве одного из проектных решений в "Дополнении к технологической схеме разработки Губкинского месторождения 2018 г." (ДТСР).

В рамках опытно-промышленных испытаний (ОГ1И) в 2018 г. на группе газовых скважин было апробировано технологическое решение с использованием устьевых газоструйных аппаратов (ГА) да я повышения эффективности разработки многопластовых месторождений с единой газосборной сетью за счёт применения методов снижения устьевого давления низконапорных скважин.

Использование ГА позволило произвести опережающий ввод в разработку высокопотенциального пласта 2ПК12 при одновременном обеспечении устойчивых технологических режимов работы действующих низконапорных газовых скважин, вскрывших низкопотенциальные залежи.

По результатам технико-экономической оценки эффективности проведения ОПИ (30.12.2017-01.07.2019 г.) дополнительно добыто 16,1 млн. м5 природного газа и 1,0 тыс.т газового конденсата. Чистый дисконтированный доход составил 21,2 млн. руб.

Результаты диссертационной работы рекомендуется использовать при проектировании разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, и в практике работы нефтегазодобывающих предприятий.

Заместитель генерального директора по технологическому развитию и инновациям

ЦТ. Волков

Параметры Скважина №7

Дата Фонд скважин на конец периода Пластовое давление на начало периода Устьевое давление Пробный дебит газа Пробное забойное давление Невязка параметров Средняя скорость движения газа Крит. скорость по опрокидываю капельной жидкости Крит. скорость по взвешиванию капельной жидкости Полное обеспечение выноса пластовой жидкости

тыс.м3/ сут

скв. МПа МПа МПа м/с м/с м/с

01.04.2020 1 8,0 3,2 60 4,9 0,0002 3,18 3,15 2,2 +

01.05.2020 1 8,0 3,2 60 4,9 0,0002 3,18 3,15 2,3 +

01.06.2020 1 8,0 3,2 60 4,9 0,0002 3,18 3,15 2,3 +

01.07.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,18 3,15 2,3 +

01.08.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,18 3,15 2,3 +

01.09.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,17 3,15 2,3 +

01.10.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,17 3,15 2,3 +

01.11.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,17 3,15 2,3 +

01.12.2020 1 7,9 3,2 60 4,9 0,0002 3,17 3,15 2,3 +

01.01.2021 1 7,9 1,6 70 4,0 0,0004 5,27 3,74 1,9 +

01.02.2021 1 7,9 1,6 70 4,0 0,0004 5,27 3,75 1,9 +

01.03.2021 1 7,9 1,6 70 4,0 0,0004 5,27 3,75 1,9 +

01.04.2021 1 7,9 1,6 70 4,0 0,0004 5,27 3,75 1,9 +

01.05.2021 1 7,9 1,6 69 4,0 0,0004 5,26 3,75 1,9 +

01.06.2021 1 7,9 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,76 1,9 +

01.07.2021 1 7,9 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,76 1,9 +

01.08.2021 1 7,9 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,76 1,9 +

01.09.2021 1 7,8 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,77 1,9 +

01.10.2021 1 7,8 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,77 1,9 +

01.11.2021 1 7,8 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,77 1,9 +

01.12.2021 1 7,8 1,6 69 3,9 0,0004 5,26 3,78 1,9 +

01.01.2022 1 7,8 1,6 68 3,9 0,0004 5,26 3,78 1,9 +

01.02.2022 1 7,8 1,6 68 3,9 0,0004 5,26 3,78 1,9 +

01.03.2022 1 7,8 1,6 68 3,9 0,0004 5,25 3,79 1,9 +

01.04.2022 1 7,8 1,6 68 3,9 0,0004 5,25 3,79 2,0 +