Совершенствование методов обоснования рациональных режимов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин: На примере Ямбургского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кирсанов, Сергей Александрович

• Кирсанов, Сергей Александрович
• кандидат технических наук
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кирсанов, Сергей Александрович

Введение 4

1. Основные методы обоснования технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин 7

1.1 Краткий анализ проблемы 7

1.2 Постановка задачи для автоматизированных систем управления технологическим процессом разработки месторождения 12

2. Использование процедуры системного подхода в технологии разработки месторождений 18

2.1 Газодобывающее предприятие как сложная система 18

2.2 Определение и ранжирование целей при выработке управляющего решения 24

2.3 Регулирование процесса разработки месторождения как решение многоцелевой проблемы с неполной информацией 28

3. Характерные особенности залежей Ямбургского месторождения 36

3.1 Общая характеристика залежей 3 6

3.2 Особенности геологического строения 39

3.3 Анализ состояния разработки залежей 49

4. Моделирование процесса разработки Ямбургского месторождения 67

4.1 Структурные компоненты модели процесса 67

4.2 Информационная модель 72

4.3 Промыслово-геологическая модель 80

4.4 Газодинамическая модель 82

4.5 Моделирование обводнения сеноманской залежи ЯГКМ 87

4.6 Учет литологии разреза при прогнозировании особенностей притока газа в ствол скважины 100

5. Определение рациональных параметров технологического режима работы газоконденсатных скважин 109

5.1 Общее описание алгоритма 109

5.2 Прогнозирование динамики эксплуатационного фонда скважин 117

5.3 Результаты моделирования 128-131 Заключение 132-133 Литература 134

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов обоснования рациональных режимов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин: На примере Ямбургского месторождения»

Разработка газоконденсатных месторождений может осуществляться в режиме истощения или с воздействием на пласт. Различные способы разработки газоконденсатных залежей анализируются в работах К.С.Басниева, А.И.Гриценко, Г.Р.Гуревича, Ю.В.Желтова, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Ю.П.Коротаева, Р.М.Тер-Саркисова и др.

Оптимальная стратегия управления эксплуатацией газоконденсатного месторождения (ГКМ) заключается в достижении максимального текущего выхода конденсата и конечного коэффициента его извлечения на основе динамического регулирования процесса разработки залежей.

При этом необходимо добиться минимизации количества конденсата, теряемого в пласте из-за перехода углеводородов (УВ) фракции С5+ (пентановых и выше) из газовой в жидкую фазу при снижении пластового давления в процессе эксплуатации месторождения. Это особенно актуально при разработке газоконденсатных залежей Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское ГКМ), поскольку их начальное пластовое давление практически равно давлению начала конденсации и любое его снижение приводит к переходу смеси в двухфазное парожидкостное состояние.

Применение методов повышения конденсатоотдачи, связанных с воздействием на пласт [37], в частности, такого широко известного, как сайклинг-процесс затруднено из-за сложности геологического строения залежей, поэтапного ввода площадей в разработку, что ограничивает возможность управления процессами ретроградной конденсации пластовой смеси, а также из-за технико-экономических проблем связанных с доставкой, монтажом и эксплуатацией оборудования, резко возрастающей себестоимостью продукции. Единственной реальной альтернативой является разработка газоконденсатных залежей на истощение, т. к. экономическая эффективность способа в наименьшей степени зависит от таких факторов, как неоднородность строения коллектора, литолого-стратиграфические и промыслово-геологические характеристики залежи, схема размещения и параметры сетки скважин. Несмотря на низкий коэффициент извлечения конденсата - 30-60 % от начальных запасов, именно этим способом в мировой практике разрабатывается подавляющее большинство газоконденсатных месторождений.

Повышение конденсатоотдачи при разработке залежи на истощение может быть достигнуто за счет более рационального использования потенциальной энергии газа, снижения ее непродуктивных потерь связанных с перетоками газа в пласте между эксплуатационными зонами залежи (зонами размещения скважин эксплуатационного фонда).

Минимизация протяженности путей фильтрационных потоков осуществляется путем перераспределения извлекаемых объемов углеводородной смеси по площади объекта (площадным регулированием), которое проводится, как с использованием только действующего эксплуатационного фонда, так и за счет бурения дополнительных скважин. Введение новых скважин в слабо дренируемых областях с повышенным пластовым давлением, относительно среднего в зоне размещения основной части их фонда, даст увеличение удельного выхода конденсата и обеспечит более равномерную отработку запасов по площади. Объемы дополнительного бурения определяются эффективностью использования существующего фонда, геологическими и технико-экономическими факторами.

Таким образом, одна из основных задач регулирования разработки ГКМ -выбор таких параметров технологического режима эксплуатации скважин, при которых обеспечивается запланированный объем добычи газа, стабильная работа системы газосбора, максимально возможный (в данных условиях) коэффициент извлечения конденсата при минимальных финансовых затратах. Факторами, определяющими темп добычи углеводородов являются: величина начальных запасов газа и конденсата, заданный уровень рентабельности работы предприятия, продуктивные возможности пластов-коллекторов, пропускная способность промыслового оборудования, режим эксплуатации залежи.

Технологический режим можно считать оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита, депрессии на пласт или других параметров для данных промыслово-геологических и технических условий работы системы "пласт - скважина - наземное оборудование", обеспечивает заданную производительность с минимальными потерями пластовой энергии и не приводит к нарушению согласованной работы хотя бы одного из ее звеньев,.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кирсанов, Сергей Александрович

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему.

Используя в качестве основы концепцию системного подхода, рассмотрен процесс управления разработкой газового месторождения, сформулированы основные принципы формирования технологических режимов работы скважин, предложена функционально-логическая схема обоснования рациональных параметров режима.

На основании анализа геолого-геофизических и промыслово-геологических особенностей продуктивных отложений нижнемеловых залежей ЯГКМ и системы "пласт - скважина" (УЭС фильтрата бурового раствора, диаметров скважин, толщины пропластков и т.д.) при участии автора разработан алгоритм определения ФЕС исследуемого объекта по данным ГИС и созданы, с использованием данного алгоритма, действующие в настоящее время на ООО "Ямбурггаздобыча" информационная и геолого-газодинамическая модели нижнемеловых газоконденсатных залежей.

По данным исследований особенностей профилей притока газа в скважинах, эксплуатирующих сеноманскую залежь ЯГКМ, установлена зависимость между нижним (технологическим) пределом фазовой проницаемости дренируемого коллектора (для газа) и средневзвешенной по эффективной толщине проницаемостью перфорированного интервала. С учетом этого, а также описанных в работе недостатков существующих методов контроля за разработкой объекта, общепринятое допущение о равномерном дренировании всего разреза залежи некорректно.

В результате исследования обводнения сеноманской залежи ЯГКМ установлены основные закономерности процесса, получены уравнения регрессии, связывающие скорость продвижения ГВК с особенностями геологического строения залежи и динамикой пластового давления.

Предложен алгоритм определения рациональных показателей технологического режима работы газоконденсатных скважин, учитывающий их кустовое расположение, возможность одновременной эксплуатации нескольких залежей с различными газоконденсатными характеристиками скважинами одного куста, допустимость временной остановки низкодебитных скважин, последовательную схему сбора газа на промыслах, технологические ограничения в "системе - пласт - скважина - ГС - УКПГ".

Рекомендован вариант экономической оценки целесообразности изменения параметров режима работы скважины.

Основные положения методик и концепция системного подхода к залежам, объектам, задачам, информационному обеспечению автоматизированной системы моделирования могут быть использованы при изучении геологического строения и моделировании процесса разработки других аналогичных залежей.

Заключение

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кирсанов, Сергей Александрович, 2001 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем Пер. с англ. М.гНедра, 1982.-407с.

2. Березняков А.И., Салихов З.С. Проблемы устойчивости добывающих скважин месторождений полуострова Ямал. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1997.- 50с.

3. Васильев Ю.Н. Автоматизированная система управления разработкой газовых месторождений. М.: Недра, 1987. - 141с.

4. Гацолаев A.C., Кирсанов С.А. Состояние разработки Ямбургского месторождения и анализ эффективности проектных решений. Известия вузов. "Нефть и газ", Тюмень: ТюмГНГУ, №6, 1998. 7/128с.

5. Гацолаев A.C., Кирсанов С.А. Целесообразность и технологическая возможность остановки части добывающих скважин Ямбургского ГКМ на летний период. Известия вузов. "Нефть и газ", Тюмень: ТюмГНГУ, №5, 1998. -5/128С.

6. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера/ В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, H.H. Кирсанов и др.; Под ред. В.И. Ермакова, А.Н.Кирсанова. М.: Недра, 1995. -464с.

7. Геолого-технические комплексы в нефтегазодобыче/ Л.Ф.Дементьев, Н.А.Туренков, А.Г.Заворыкин и др. М.: Недра, 1992. - 281с.

8. Гео лого-техно логические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера/ В.В.Ремизов, Л.Ф.Дементьев, А.Н.Кирсанов и др.; Под ред. А.Н.Кирсанова. М.:Недра, 1996. - 362с.

9. Гордеев В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Надым, 1997 130с.

10. Динамика геолого-технических комплексов в нефтегазодобыче/ А.И. Гриценко, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов и др. М.: Наука, 1993. - 272с.

11. П.Ермилов О.М., Маслов В.Н., Нанивский Е.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах. М.: Недра, 1987. - 207с.12.3акиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974. - 376с.

12. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник./ Под ред. В.М.Добрынина. М.: Недра, 1988. - 476с.

13. Кирсанов С. А. Схема определения оптимальных параметров технологического режима работы газоконденсатных скважин при разработке залежи на истощение. Известия высших учебных заведений "Нефть и Газ" Тюмень: ТюмГНГУ, №4, 1999г. 6/128с.

14. Кирсанов А.Н. Технология подсчета и дифференциации запасов газа на разрабатываемых месторождениях Западной Сибири. Обз. информ. Сер. "Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений". М.: ВНИИЭГазпром, 1991. - 49с.

15. Колбиков C.B. Оптимизация распределения отбора газа из месторождения по скважинам. Обз. информ. Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", М.: ВНИИЭГазпром, 1981. Вып.З.- 33с.

16. Кучин Б. Л., Алтунин А.Е. Управление системой газоснабжения в осложненных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1984.-208с.

17. Многомерная и многокомпонентная фильтрация/ С.Н.Закиров, Б.Е.Сомов, ВЛ.Гордон и др. М.: Недра, 1988.-335с.

18. Никоненко И.С., Васильев Ю.Н. Газодобывающее предприятие как сложная система. М.: ОАО Издательство Недра ,1998.-343с.

19. Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения/ И.С.Тышляр, А.Р.Маргулов, Г.П.Ставкин и др. М.: Недра, 1994. - 270с.

20. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа/ А.И.Гриценко, А.Н.Дмитриевский, О.М.Ермилов и др. М.: Недра, 1992. - 368с.

21. Г.Б.Пыхачев, Р.Г.Исаев Подземная гидравлика. Учебное пособие. М.: Недра, 1972.-360с.

22. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири/ А.И.Гриценко, Е.М.Нанивский, О.М.Ермилов и др. М.: Недра, 1991.- 304с.

23. Руководство по исследованию скважин/ А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов и др. М.: Наука, 1995. - 522с.

24. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы. Учеб. Пособие для вузов. М.: Наука. Гл. ред. физ-мат.лит., 1989.-432с.

25. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей/ Л.Ф.Дементьев, Н.А.Туренков, А.Н.Кирсанов и др. Обзор, информ. Сер. "Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений",М.: ВНИИЭГазпром, Вып.5, 1984. 44с.

26. Совершенствование методов контроля за разработкой и эксплуатацией Ямбургского месторождения/ А.И.Березняков, О.М.Ермилов, Г.И.Облеков и др. Сб. Сер."Передовой опыт и организация соцсоревнования".- М.: ВНИИЭГазпром, Вып. 10, 1988. 33с

27. Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт.- М.: Недра, 1996. 239с.

28. Тетерев И.Г., Шешуков H.JL, Нанивский Е.М. Управление процессами добычи газа". М.:Недра, 1981. - 248с.

29. Технология разработки крупных газовых месторождений/ А.И.Гриценко, О.М.Ермилов, Г.А.Зотов и др. М.:Недра 1990.- 244с.

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

31. Эксплуатация газовых скважин/ О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Ремизов и др. М.: Наука, 1995. - 359с.

32. Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин/ В.В.Савченко, Г.Г.Жиденко, Ю.П.Коротаев и др. Обз. информ. Сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", М.: ВНИИЭГазпром, Вып.8, 1989. 30с.

33. Энциклопедия газовой промышленности. Пер. с франц. Под ред. К.С.Басниева М.: АО ТВ АНТ, 1994. 884с.