Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Архипов, Юрий Александрович

• Архипов, Юрий Александрович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Архипов, Юрий Александрович

Введение

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ МЕДВЕЖЬЕГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Текущее состояние разработки сеноманской залежи

1.2. Проблемы разработки сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения в период падающей 13 добычи

1.3. Выявление причин межколонных давлений в газовых скважинах

ГЛАВА 2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ МЕДВЕЖЬЕГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Моделирование процесса разработки залежей нефти и газа (по литературным данным) 32 2.1.1. Анализ методов моделирования и оптимизации транспорта газов по трубопроводам (по литературным данным)

2.2. Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье

2.3. Изучение процессов при перераспределении отборов газа по площади газоносности с целью рационального использования запаса пластовой энергии

2.4. Исследование влияния поэтапного ввода добывающих газовых скважин на распределение дренируемых запасов газа

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ И СБОРА ГАЗА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа (по литературным данным)

3.2. Анализ традиционной технологии расчёта и назначения технологических режимов работы скважин в ООО «Газпром добыча Надым» 55 3.2.1. Описание действующего в отделе АСУ ООО «Газпром добыча Надым» алгоритма расчёта технологического режима 55 работы скважин

3.2.2. Примеры искажения информации при назначении технологического режима работы скважин

3.3. Особенности моделирования системы добычи и сбора газа на Медвежьем НГКМ

3.4. Критерии эффективности технологического режима работы системы добычи и сбора газа

3.4.1. Определение термина «критерий» (по литературным ^ данным)

3.4.2. Исследование движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам (по литературным данным)

3.4.3. Критерии для обоснования технологического режима работы системы добычи и сбора газа

3.5. Методика обоснования технологического режима работы скважин в условиях водопескопроявлений с учётом влияния наземной инфраструктуры и неполноты геолого-промысловой ^^ информации

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ АДАПТАЦИИ ТРЁХМЕРНЫХ

ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ С УЧЁТОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ОБВОДНЁННОЙ ЧАСТИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ

4.1. Приёмы адаптации трёхмерных гидродинамических моделей (по литературным данным)

4.2. Проблемы моделирования подстилающего водоносного комплекса сеноманских газовых залежей

4.3. Результаты геолого-геофизического контроля за сеноманской залежью по наблюдательным скважинам Медвежьего месторождения

4.4. Характеристика апт-альбского сеноманского водоносного комплекса и особенности обводнения сеноманских залежей

4.5. Прогноз показателей разработки газового месторождения на основе фильтрационной модели адаптированной с учётом распределения пластового давления в обводнённой части залежи

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин»

Актуальность темы. Развитие газовой промышленности России сегодня и в обозримой перспективе связано не только с осваиванием новых месторождений, но и с совершенствованием систем добычи существующих геолого-технологических комплексов. Следует отметить, что разрабатываемые, уникальные по запасам природного газа месторождения на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в большинстве своём выработаны на 50-80%. Слабоизученный процесс обводнения продуктивных пластов, изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, снижение запаса пластовой энергии, накопление жидкости на забоях скважин и в трубопроводах системы сбора газа, абразивный износ промыслового оборудования осложняют управление разработкой месторождениями. При обосновании технологических режимов работы газовых скважин, особенно на поздних стадиях разработки месторождений, не в полной мере учитывается режим работы залежи, водо- и пескопроявления, влияние систем сбора, компримирования и подготовки продукции. При этом всегда существует неопределённость из-за частично недостоверной информации, случайных факторов. Фильтрационные модели сеноманских залежей не обеспечивают требуемой точности локального прогноза пластовых давлений в районах скважин. Поэтому совершенствование методов обоснования режимов работы скважин является актуальной темой исследований.

Цель работы. Повышение надёжности и производительности газовых скважин на основе совершенствования методов обоснования режимов эксплуатации системы добычи и сбора газа.

Основные задачи исследований.

1. Изучение особенностей разработки сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири. Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье.

2. Научно-методическое обоснование перераспределения отборов газа по площади газоносности с целью наиболее полного извлечения газа из периферийных участков залежи.

3. Разработка методики обоснования оптимальных и допустимых технологических режимов работы системы добычи и сбора газа, в т.ч. на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.

4. Совершенствование методики адаптации трёхмерных газогидродинамических моделей с учётом распределения текущего пластового давления в обводнённой части газовой залежи.

5. Разработка способа оперативной диагностики причин межколонных давлений в газовых скважинах.

Методы исследования.

Детальный анализ истории разработки газовых месторождений, методы прикладной математики, промышленные эксперименты, применение усовершенствованных программных комплексов для прогнозирования разработки месторождений. Для проведения исследований автором использованы методы математического гидродинамического моделирования и геолого-технологические модели Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского месторождений, созданные при его непосредственном участии, что позволило изучить процессы, происходящие как отдельных элементах системы «водоносный бассейн - газовая залежь — скважины - сеть сбора продукции», так и при взаимодействии между ними.

Научная новизна.

Разработана методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в осложнённых условиях разработки газовых залежей (водопескопроявления, износ промыслового оборудования, снижение запаса пластовой энергии), обеспечивающая рациональную производительность скважин с учётом ряда геолого-технологических ограничений.

На основе статистического анализа промысловой информации по абразивному разрушению элементов наземного оборудования обоснован новый способ эксплуатации сеноманских газовых скважин, заключающийся в обеспечении скоростей газового потока в фонтанном оборудовании не более 9 м/с.

Разработан метод повышения производительности газовых скважин за счёт восстановления пластового давления в сводовой части залежи при остановке скважин в условиях значительного перепада пластовых давлений по площади газоносности.

Автором создана уточнённая геолого-промысловая модель сеноманской залежи Медвежьего месторождения, учитывающая зависимости пластового давления от суммарного отбора газа для эксплуатационных участков, динамику ввода скважин в эксплуатацию и массообменные процессы в пласте.

Усовершенствована методика адаптации трёхмерных гидродинамических моделей, что позволило более адекватно моделировать распределение пластового давления в обводнённой части газовой залежи и водоносном бассейне путём корректировки величин порового объёма ячеек, расположенных ниже отметки начального контакта «газ - вода».

На основе многолетних исследований автором разработан способ определения причин межколонных газопроявлений в скважинах, основанный на исследовании взаимосвязи между затрубным и межколонным пространствами скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в условиях водопескопроявлений, позволяющая рассчитывать диаметры штудирующих устьевых устройств для обеспечения наибольшей производительности скважин с учётом геолого-технологических ограничений и условий в системе сбора газа

2. Усовершенствованный метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины, обеспечивающий безаварийную работу скважинного оборудования, основанный на статистическом анализе скоростей газового потока в отводах фонтанной арматуры.

3. Способ оценки причин межколонных газопроявлений в скважинах, основанный на исследовании взаимосвязи между затрубным и межколонным пространствами скважин.

4. Способ повышения коэффициента газоотдачи за счёт более полной отработки периферийной части залежи, предусматривающий периодическую эксплуатацию скважин.

Практическая ценность полученных результатов. В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течении пяти лет ведётся на месторождениях Крайнего Севера (Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское). Автором предложена и внедрена в производство методика обоснования технологических режимов работы скважин, используемая при управлении разработкой месторождений ООО «Газпром добыча Надым» и при принятии решений по реконструкции промысловых объектов. Разработанная методика реализована в виде сервисных программ, которые позволяют оперативно определять режимы работы газовых скважин в условиях неопределённости геолого-технологической информации.

Созданные с участием автора трёхмерные гидродинамические модели использованы при составлении проектных документов по разработке сеноманских газовых залежей Медвежьего, Ямсовейского и Юбилейного месторождений.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы неоднократно докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах, в том числе:

1. Международной научно-технической конференции, посвященной 40 — летию ТюмГНГУ «Проблемы развития топливно — энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г.Тюмень, 2003г.;

2. Всероссийской научно - практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г.Надым, 2003г.;

3. Шестой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, г.Москва, 2005г.;

4. XIV научно - практической конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г.Тюмень, 2006г.

5. Научно - технической конференции молодых работников газовой промышленности «Поиск и внедрение новых технологий по решению проблем добычи и переработки газа и нефти на заключительной стадии разработки месторождений», г.Оренбург, 2008.

6. XIX Международный конгресс "С1Т001С-2009-Уфа", г.Уфа, 2009г.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Архипов, Юрий Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 .Установлено, что для сеноманских газовых залежей крупных месторождений севера Западной Сибири, в условиях поэтапного освоения эксплуатационных участков и вторжения подошвенных вод в газовую часть залежи, одним из основных факторов, определяющих динамику текущих пластовых давлений являются внутрипластовые перетоки газа.

2. Предложен способ повышения эффективности разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего НГКМ путём периодической эксплуатации скважин. Вследствие притока газа из периферийных участков залежи после остановки скважин происходит рост пластового давления в купольной части залежи, и, следовательно, повышается производительность скважин при дальнейшем их запуске. Данное мероприятие реализовано на практике в 2009г., путём остановки и последующего запуска скважин газовых промыслов 6 и 7 Медвежьего месторождения.

3. В результате анализа существующих методик расчета дебитов скважин, необходимых для выноса жидкости с забоя установлено, что наиболее корректной является плёночная модель течения газожидкостной смеси в вертикальных трубах. Для практических расчётов приемлемы критерии Точигина, Кутателадзе и эмпирическая формула, полученная В.Н.Гордеевым.

4. Для снижения рисков интенсивного абразивного износа промыслового оборудования усовершенствован метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины (сеноман), заключающийся в установлении скоростей потока в отводах фонтанной арматуры до 9 м/с.

5. Разработана новая методика обоснования технологических режимов работы системы добычи и сбора газа в условиях водопескопроявлений, позволяющая рассчитывать диаметры штуцирующих устьевых устройств для обеспечения наибольшей производительности скважин с учётом геолого-технологических ограничений и условий в системе сбора газа.

6. Предложены подходы к адаптации трёхмерной газодинамической модели сеноманекой залежи, учитывающие особенности распределения пластового давления в обводнённой части газовой залежи, позволяющие повысить точность прогнозных расчётов показателей разработки.

7. Разработан способ оперативной оценки технического состояния газовых скважин, позволяющий определить причины межколонных газопроявлений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Архипов, Юрий Александрович, 2011 год

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

2. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений. — проблемы моделирования. М.: Недра, 1979.-303 с.

3. Каневская Р.Д. математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003, 128 с.

4. Арбузов А.Н. Математические модели в расчётах по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Томск, 1992. - 264 с.

5. Botset H. G. The Electrolytic Model and Its Application to the Study of Recovery Problems, Trans. AIME (1946), 165, 15.

6. Коротаев Ю.Л. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / Ю.Л. Коротаев, С.Н. Закиров. М.: Недра, 1981.-230 с.

7. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. М.: Недра, 1974,- 250 с.

8. П.Дементьев Л.Ф Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей / Л.Ф. Дементьев, H.A. Туренков, А.Н. Кирсанов и др. // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1984. - № 5 - С. 42-49.

9. Дементьев Л.Ф. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, Ш.А. Жданов, А.Н. Кирсанов. М.: Недра, 1977. - 195 с.

10. Bruce G. H., Peaceman D. W., Rachford H. H. and Rice J. D. Calculations of Unstady—state Gas Flow through Porous Media, Trans. AIME (1953). 198, 79.

11. Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского месторождения: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз».- Тюмень, 2000. 332 с.

12. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: отчет о НИР (заключительный.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; рук. Маслов В.Н. Тюмень, 2001. - 404 с.

13. Проект разработки сеноманской газовой залежи Юбилейного месторождения: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИГипрогаз»; рук. Маслов В.Н. Тюмень, 1997. - 398 с.

14. Селезнёв В.Е. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем / В.Е. Селезнёв, В.В. Алешин, Г.С. Клишин М: Едиториал УРСС, 2002. - 448 с.

15. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. М.: Недра, 1974. -370 с.

16. Закиров С.Н. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. / С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников и др. М.: Недра, 1984. - 294 с.

17. Метод оценки вероятности работы пласта в скважину. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа / Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г. Кирсанов А.Н. // Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1989.-С. 85-90.

18. Ермилов О.М. Эксплуатация газовых скважин / О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Ремизов, Л.С. Чугунов. М.: Наука, 1995. - 359 с.

19. Балакирев Ю.А. Оптимизация режимов работы скважин / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко и др. М.: Недра, 1981.-221 с.

20. Съюмен Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер М.: Недра, 1986. - 176 с.

21. Алиев З.С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. М.: Недра, 1978. - 272 с.

22. Гриценко А.И. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири / А.И. Гриценко, Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов, И.С. Немировский. М.: Недра, 1991. - 303 с.

23. Режимы работы скважин: технология регулирования / О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов и др. // Газ. пром-ть. 1988. №6. - С. 26-27.

24. Метод повышения производительности газового промысла / О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов и др.// Газ. пром-сть. 1986. № 7. -С. 16-17.

25. Метод анализа технологических режимов работы скважин/ О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов и др.//Газ.пром-сть. 1987. -№ 12. -С. 32-33.

26. Дементьев Л.Ф Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей / Л.Ф. Дементьев, H.A. Туренков, А.Н. Кирсанов и др. // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1984. № 5 - С. 32-39.

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

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

29. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. -М.: Недра, 1968.-426 с.

30. Мамаев В.А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. М.: Недра, 1978. - 270 с.

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

32. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. М.: Наука, 1995. - 523 с.

33. Михайлов Н.В. Повышение эффективности эксплуатации газопромысловых объектов Крайнего Севера в осложненных условиях: диссерт. на соиск. ученой степени к.т.н. в форме научного доклада: 25.00.15 / Михайлов Николай Владимирович. Уфа, 1996. - 27 с.

34. Turner, R.G. et.el.: "Analysis and Prediction of Minimum Flow rate for the Continuous Removal of Liquids From Gas Wells," JPT (Nov. 1969) pp.14751482.

35. Точигин A.A. Гидродинамика газожидкостных смесей в разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Автореф. дисс. докт. техн. наук.- М:1979.

36. Делайе Дж. Теплообмен и гидродинамика в атомной и тепловой энергетике/ Делайе Дж., Гио М., Ритмюллер М. Пер. с англ.-М.:Энергоатомиздат, 1984, 424 с.

37. Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки.// Газовая промышленность. Серия: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Обзорная информация. М: ВНИИЭгазпрома, 1980, №10.

38. Ермилов О. М. Эксплуатация газовых скважин / О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В. В. Ремизов, JI.C. Чугунов- М: Наука, 1995, 359 с.

39. Ямпольский В.И. Паронагнетание и движение смесей в трубах Ижевск: Алфавит - Печать-Сервис, 1997. - 242 с.

40. Требин Ф.А. Добыча природного газа / Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев М: Недра, 1976. - 278 с.

41. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика / Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.И. Тимашев. М: Недра, 1986. - 115 с.

42. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари М.: Недра, 1982. - 408 с.

43. Гордеев В.Н. Оперативный контроль и анализ состояния разработки месторождения Медвежье// Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Реф. сб./ ИРЦ Газпром.-М., 1997. -№ 12. С. 14-18.

44. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко М.: Недра, 2003. - 230 с.

45. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель сеноманской залежи Медвежьего месторождения: отчёт о НИР (этап 4.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; рук. Маслов В.Н. Тюмень, 2004. - 183 с. - х/д №0101-02-2.

46. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР. М.: Недра, 1977. — 247 с.

47. Степанов Н.Г. Влияние растворённого в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей / Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев -М.: Недра, 1999. 124 с.