БГМЧ_2. 1 Характеристика Сенонских газовых залежей Севера Западной Сибири

• Название: 1 Характеристика Сенонских газовых залежей Севера Западной Сибири
• Дата: 18.11.2021
• Размер: 0.66 Mb.
• Имя файла: БГМЧ_2.doc
• Тип: Документы; #275108

1) Характеристика Сенонских газовых залежей Севера Западной Сибири

Наиболее крупную по площади динамическую аномалию такого типа удалось зафиксировать на Медвежьем месторождении (рис. 2). Она приурочена к наиболее приподнятой части Медвежьего мегавала. По площади данная аномалия в полтора раза превосходит сеноманскую газовую залежь. Следует отметить, что контур динамической аномалии отраженной волны С3 слабо контролируется современным структурным планом — его абсолютные отметки изменяются от минус 980 м на севере и северо-востоке до минус 1120 м на юге. Предполагается, что газоносность сенона обусловлена заполнением сенонского резервуара газом за счёт глубинной дегазации, которая происходила под сверхвысоким давлением при неотектонических движениях. Сенонские газовые залежи отнесены нами к «флюидодинамическим» и фактически представляют собой рассасывающиеся «газовые пузыри». Эти залежи не имеют подошвенных вод и относятся к гидродинамически замкнутым, в связи с чем они характеризуются наличием АВПД со значениями коэффициента аномальности (Ка) 1,20–1,30 [3].

2) Характеристика Туронских газовых залежей Севера Западной Сибири Самым молодым — как по возрасту залегания, так и с точки зрения начала добычи в России — является туронский газ. Туронский ярус (от древнего названия французского города Тур) залегает на глубине порядка 800 м. Особенность этих залежей заключается в неоднородности и изменчивости по литологическому составу, а также в низкой проницаемости коллекторов. Основная сложность при их освоении — работа при температурах, близких к отрицательным. Добыча туронского газа в России началась лишь в 2011 году.

3) Характеристика Сеноманских газовых залежей Севера Западной Сибири Уникальными по объему и самыми легкоизвлекаемыми являются залежи сеноманского газа, которые располагаются ниже туронских. Сеноманский ярус получил свое имя от латинского названия французского города Ле-Ман — Сеноманум. Залежи сеноманского газа располагаются на глубине 1000–1700 м, представляют собой главным образом скопления метана и, соответственно, не требуют затрат на переработку. История развития добычи газа в России в первую очередь основана на сеноманском газе

4) Характеристика Валанжинских газовых, г/к залежей Севера Западной Сибири Гораздо ниже, через несколько ярусов после сеноманского газа, запасы которого постепенно истощаются, расположен валанжинский ярус, который также получил имя от названия швейцарского замка. Валанжинский газ располагается на глубине 1700–3200 м и отличается значительным содержанием этана, пропана и газового конденсата. Валанжинский ярус является частью неокомского надъяруса, в состав которого также включен берриасский, готеривский и барремский ярусы. Неокомский ярус носит латинское имя швейцарского кантона Невшатель. Берриасский ярус нередко рассматривается как нижний подъярус валанжинского яруса. Далее уже следуют ярусы юрского периода.

5) Характеристика Ачимовских газовых, г/к залежей Севера Западной Сибири Важнейшим объектом исследований геологов являются ачимовские отложения, запасы газа которых также значительны. Ачимовские отложения чаще всего относят к нижним ярусам неокома и даже к юрскому периоду. Ачимовский газ характеризуется глубиной залегания порядка 4000 м, более сложным геологическим строением, аномально высоким пластовым давлением и значительным содержанием тяжелых парафинов.

6) Характеристика Юрских газовых, г/к залежей Севера Западной Сибири Главные же объемы суммарных ресурсов по группе категорий D заключены в юрских и неокомских комплексах как по нефти, так и по газу. Это наиболее отчетливо относится к северным районам провинции, где нижнесреднеюрские толщи наименее изучены бурением, распространены практически повсеместно и имеют максимальные толщины

Вместе с тем опоискование и освоение УВ потенциала средней юры требует более совершенных методик при проведении геолого-разведочных работ и освоении запасов нефти и газа, учитывающих низкие коллекторские свойства отложений, залегающих на больших глубинах, наличие значительного количества литологически экранируемых и осложненных объектов и высокие значения АВПД.

именно с юрскими
горизонтами связываются главные перспективы выявления новых залежей нефти и газа в Западной Си-
бири.

Глубины залегания отложений нижней юры в северных и арктических районах Западной Сибири
превышают 4500 м. На таких глубинах ключевыми являются прогнозирование зон распространения
коллекторов, выяснение влияния поровой и трещинной составляющей на продуктивность отложений.
Первостепенное значение в условиях повышенных давлений и температур имеют качество проводки
скважин и вскрытия продуктивных пластов.

7) Особенности конструкции газовых скважин, виды обсадных колонн.

Виды обсадных колонн: кондуктор, направление, эксплуатационная колонна, промежуточная колонна, хвостовик

8) Виды заканчивания газовых скважин

Открытый забой, забой, оборудованный фильтром, зацементированный забой

9) Конструкция забоя газовой скважины должна обеспечивать …

- механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

- эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

- возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

- возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

- возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

10) Открытый забой газовой скважины (условия применения, схема)

При открытом забое башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым.

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность.

Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице.

Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя.

• 
  Такая конструкция возможна:
  
• 
  при достаточно устойчивых горных породах;
  
• 
  при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев;
  
• 
  при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта;
  
• 
  при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления,
  
• 
  а также, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.
  

11) Забой газовой скважины оборудованный фильтром (условия применения, схема)

Забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском

Если забой скважины оборудован фильтром, то возможныдва варианта конструкции.

Первый вариант: скважина бурится сразу доподошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися противпродуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется.

Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Забой с фильтром

Второй вариант: башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину.

12) Зацементированный забой газовой, г/к скважины (условия применения, схема)

Перфорированный забой

Скважины с перфорированным забоем нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). Ствол скважины пробуривается до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, исследуется геофизическими средствами. Результаты исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

Преимущества:

- упрощение технологии проводки скважины и выполнениякомплексных геофизических исследований геологического разреза;

- надежная изоляция различных пропластков, не вскрытыхперфорацией;

- возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;

- возможность поинтервального воздействия на призабойнуюзону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);

- устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. При этом фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
13) Фонтанная арматура газовых, г/к скважин (назначение типовые схемы).

Назначение: герметизации устья насосных и фонтанных скважин и их взаимной изоляции, перекрытия и перенаправления получаемой продукции в манифольд, удержания на весу колонн НКТ, обеспечения непрерывности работы скважины, проведения различных технологических операций



1, 11 - фланцы,

2, 9 - буферы,

3 - вентиль,

4 - манометр;

5 - задвижка;

6 - крестовина;

7, 10 - катушки;

8 - тройник;

12 - штуцер.

14) Фонтанная елка газовых, г/к скважин (назначение типовые схемы).

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки и предназначена для:

- освоения скважины;

- закрытия скважины;

- контроля и регулирования технологического режима работы скважины.




Трубная головка и фонтанная елка с крестовиковой арматурой:

1 - фланец, 2 - уплотнитель,

3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец

15) Трубная головка газовых, г/к скважин (назначение типовые схемы).

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами.

16) Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

- постоянная максимально-допустимая депрессия;
- постоянный дебит;

- постоянная скорость на устье;

- постоянное забойное давление;

- постоянный допустимый градиент давления;

- постоянное устьевое давление;

17) Подземное оборудование ствола скважины.

1 - пакер эксплуатационный;

2 - циркуляцион-ный клапан;

3 - ниппель;

4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном;

5 - разобщитель колонны НКТ;

6 - ингибиторный клапан;

7 - клапан аварийный, срезной;

8 - НКТ;

9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования;

10 - хвостовик.




18) Оборудование забоя газовых скважин.

Подземное оборудование позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3) воздействие на ПЗС;

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.


19) Освоение газовых и газоконденсатных скважин – комплекс работ по вызову притока пластового углеводородного флюида в скважину и обеспечению его поступления в газопромысловую сеть.

20) Отработка скважины на факельное устройство – технологический процесс, связанный с очисткой призабойной зоны пласта от фильтратов бурового или технологического раствора и выходом скважины на технологический режим работы.

21) Заключительные работы после освоения газовых и газоконденсатных скважин

Если величина дебита соответствует прогнозному или проектному (при стабильном устьевом трубном и затрубном давлениях) принимается решение об окончании работ с последующей передачей скважины Заказчику в установленном порядке. Перед передачей скважины Заказчику проводятся следующие работы:

- дренаж задвижек фонтанной арматуры;

- демонтаж факельных и нагнетательных линий;

- расчистка и планировка территории вокруг устья скважины.

Скважина передается Заказчику под давлением. Глушение скважины после освоения допускается только в исключительных случаях по требованию предприятия Заказчика. При этом должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения продуктивного пласта.

В случае консервации скважины заключительные работы проводятся по специальному, дополнительному плану, согласованному с геологической службой предприятия Заказчика, органами Ростехнадзора и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».

22) Схема освоения пробуренных газовых и газоконденсатных скважин

1. Перед освоением газовых и газоконденсатных скважин следует произвести шаблонирование, скреперование эксплуатационной колонны.

2. Скважины, оборудованные цементируемыми хвостовиками, осваиваются после проведения вторичного вскрытия.

3. Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на солевую композицию типа СГС-18, промыть скважину в течение двух циклов, произвести подъем инструмента.

4. Вторичное вскрытие производится на БДТ колтюбинговой установки типа М-2001, либо аналогичной.

- Перфорация скважины производится по утвержденному плану работ, в котором должен быть указан тип перфоратора, интервал и плотность перфорации, длина сборки перфорационных зарядов.

- Рекомендуется производить вторичное вскрытие пласта перфораторами повышенной пробивной способности, например типа Power Jet Omega 2906, Power Jet 2906, Power Jet 2306, сборками до 50 метров.

- Движение перфоратора в скважине контролируется по механическому и дублирующему его электрическому счетчику или по сигналам скважинных приборов, спускаемых одновременно с перфоратором. На скважине модули собираются между собой в необходимую сборку методом последовательного свинчивания и спуска в скважину.

- Во время подъема и после окончания перфорации скважина доливается технологической жидкостью и проверяется на постоянство уровня и отсутствие перелива.

5. Допускается проведение вторичного вскрытия на БДТ со спущенной колонной НКТ перфораторами соответствующего типоразмера.

23) Схема освоения газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений

Технологическая схема освоения газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений включает:

- технологическую схему вызова притока газа;

- технологическую схему отработки скважины для очистки призабойной зоны пласта от фильтрата жидкости глушения.

1. При освоении газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений необходимо руководствоваться действующими нормативными документами на указанные работы.

2. Вызов притока следует осуществлять снижением противодавления на пласт путем удаления жидкости глушения за счет кинетической энергии газового потока.

3 Давление и расход газа для освоения скважин следует определять с учетом их глубины и текущего пластового давления в соответствии с Правилами.

4. Для освоения скважин следует использовать газ из промыслового шлейфа.

5. Повышение давления газа из промыслового шлейфа осуществляется с помощью гидравлического устройства.

6. Работы по освоению скважин с АНПД необходимо выполнять с помощью колтюбинговой установки в соответствии с руководством по эксплуатации

Подготовительные работы

1 Перед проведением работ по освоению газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений необходимо:

- разместить на площадке возле устья скважины колтюбинговую установку и гидравлическое устройство (не менее 1,5 м от оси скважины);

- завезти на скважину необходимый объем рабочей жидкости для гидравлического устройства;

- обвязать скважину в соответствии с Правилами для проведения работ по удалению жидкости глушения и вызову притока.

2 Гидравлическое устройство выкидной линией подсоединяется к КП скважины и всасывающей линией к промысловому шлейфу и сепаратору.

3 Необходимые параметры спуска БДТ рассчитываются с учетом фактической глубины скважины, пластового давления и давления в промысловом шлейфе.

4 Спуск и извлечение БДТ следует проводить в соответствии с требованиями, действующими на месторождении нормативными документами и руководством по эксплуатации установки.
Принципиальная технологическая схема вызова притока газа

1 Вызов притока газа осуществляется путем удаления жидкости глушения из скважины низконапорным газом из промыслового шлейфа с целью предотвращения увеличения противодавления на пласт.

2 Принципиальная технологическая схема вызова притока газа в безпакерной скважине приводится на рисунке.

3 Процесс удаления жидкости глушения из газовой скважины газом низкого давления включает:

- спуск БДТ в насосно-компрессорную трубу до уровня ЖГ;

- заполнение скважины, БДТ и сепаратора газом низкого давления;

- непрерывный спуск БДТ с расчетной скоростью;

- вытеснение ЖГ из затрубного и кольцевого пространств скважины в БДТ;

- поступление газа в БДТ и образование в ней ГЖС;

- вынос ГЖС на поверхность.
Вызов притока газа осуществляется следующим образом.

3.1 Во внутреннюю полость НКТ заглушенной скважины производится спуск БДТ до уровня жидкости глушения.

3.2 По достижении башмака БДТ уровня жидкости глушения осуществляется заполнение скважины и сепаратора С-1 газом из промыслового шлейфа до расчетного давления, указанного в плане освоения скважины. Давление закачиваемого газа определяется по геологотехническим характеристикам скважины и поддерживается минимальным (не более 10 % от пластового) с целью исключения фильтрации ЖГ в призабойную зону скважины.

3 .3 Заполнение скважины газом производится путем одновременной его подачи из промыслового шлейфа в КП и ЗП скважины через задвижки 1, 2, 3, 4 при закрытых задвижках 6, 7, 9, 10 и регулирующем клапане 5. Процесс сопровождается вытеснением части жидкости глушения из КП и ЗП в БДТ и образованием в ней газожидкостной смеси

3.4 По достижении расчетного давления в скважине и в сепараторе следует открыть задвижку 9 и регулирующий клапан 5 для стравливания газа на факельную установку и регулирования расхода газа, необходимого для подъема жидкости глушения на дневную поверхность.

3.5 По окончании заполнения скважины газом из промыслового шлейфа осуществляется непрерывный спуск БДТ от уровня жидкости глушения, находящейся в скважине, до забоя с определенной скоростью. Скорость спуска БДТ должна обеспечивать формирование газожидкостной смеси определенной плотности, при движении которой по гибкой трубе потери давления меньше давления подаваемого газа. Непрерывный спуск БДТ позволяет уменьшить давление на забой скважины.

3.6 Расчетная скорость спуска БДТ не должна превышать допустимую 0,5 м/с согласно СТО Газпром, РД 2.1-140.

3.7 Удаление жидкости глушения осуществляется по БДТ.

3.8 Для обеспечения устойчивого режима непрерывного удаления жидкости глушения закачка газа не прекращается в течение всего процесса вызова притока, расход газа при этом должен обеспечить его минимально необходимую скорость в БДТ.

3.3.9 Поддержание минимально необходимой скорости газа в БДТ обеспечивается регулированием расхода газа (минимально необходимый расход) из промыслового шлейфа с помощью расходомера G1.

3.3.10 Газожидкостная смесь из БДТ поступает в сепаратор С1, в котором происходит отделение ЖГ от газа.

3.3.11 Газ выводится с верха сепаратора С-1 и направляется на факельную установку, а жидкость глушения выводится с низа сепаратора и собирается в емкости Е-1.

3.3.12 По мере удаления жидкости глушения из скважины следует увеличивать давление газа, подаваемого в скважину, до давления газа в промысловом шлейфе путем увеличения расхода газа.

3.3.13 Расход газа и давление в промысловом шлейфе определяют время удаления ЖГ из БДТ.

3.3.14 Спуск БДТ сопровождается уменьшением давления на забое скважины и при столбе жидкости глушения, обеспечивающем депрессию на пласт, газ начнет поступать в скважину из пласта.

3.3.15 После вызова притока газа и повышения давления в скважине регулирующим клапаном 5 следует поддерживать минимально необходимый расход газа для удаления ЖГ по БДТ.

3.3.16 После спуска БДТ до забоя скважины и удаления ЖГ следует извлечь БДТ из скважины. Подъем БДТ осуществляется при постоянной подаче газа согласно техническим требованиям и инструкции по эксплуатации колтюбинговой установки.

3.3.17 После извлечения БДТ из скважины регулирующий клапан 5 и задвижки 1, 9 следует закрыть и оставить скважину на накопление для поднятия давления в системе «скважина сепаратор» до давления в промысловом шлейфе за счет поступающего из пласта газа с целью исключить переток газа из шлейфа в скважину.

3.3.18 Демонтаж колтюбинговой установки следует проводить после того, как давление в скважине поднялось до давления в промысловом шлейфе.

3.3.19 По окончании демонтажных работ следует приступить к отработке скважины.
Описание технологической схемы отработки скважины

4.1 Отработка без пакерной скважины после удаления жидкости глушения проводится в газопровод с использованием высоконапорного газа.

4.2 Для отработки скважины используется газ промыслового шлейфа.

4.3 Повышение давления газа из промыслового шлейфа осуществляется гидравлическим устройством.

4.4 На стадии подготовительных работ следует произвести корректировочный расчет минимально необходимого расхода газа и производительности насоса в ГУ с учетом пластового давления. Принципиальная технологическая схема освоения газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений (сеноман, валанжин)

4.5 Удаление ЖГ из скважины в процессе ее отработки осуществляется по НКТ за счет непрерывного движения газа с минимально необходимой скоростью. Минимально необходимая скорость газа в НКТ обеспечивается производительностью насоса ГУ.

4.7 Процесс отработки скважины осуществляется следующим образом:

4.7.1 ГУ следует привести в рабочее состояние. Для подачи газа из промысловог шлейфа в ГУ необходимо открыть задвижки 6 ,7, 10, задвижку 1 закрыть, после чего включит насос ГУ (рисунок 4.2). Газ через задвижки 10, 6 поступает в ГУ, где происходит сжатие газ до необходимого давления.

4.7.2 Сжатый газ из ГУ через задвижки 7, 8 и 3 перемещается в скважину, смешивается с газом из пласта, при этом создается скоростной поток, необходимый для удаления фильтрата жидкости глушения из призабойной зоны.

4.7.3 Циркуляция газа при отработке скважины осуществляется по контуру С-1-6 –ГУ-7, 8, 3-ЗП-НКТ-4-С-1.

4.7.4 Газожидкостная смесь из скважины поступает в сепаратор С-1 для отделения жидкости, которая отбирается с низа сепаратора в Е-1. Газ с верха сепаратора поступает в ГУ, где происходит его сжатие, и вновь направляется в скважину.

4.7.5 По мере очистки призабойной зоны пласта от фильтрата ЖГ давление в скважине будет возрастать. При получении стабильного притока газа регулирование давления в системе осуществляется сбросом поступившего из пласта газа через регулирующий клапан 5 и задвижку 10 в промысловый шлейф. Расход газа в шлейф контролируется расходомером G2.

4.4.7.6 Отработку скважины с помощью ГУ следует проводить до стабилизации во времени контролируемых технологических параметров, когда скважина начинает работать самостоятельно, после чего ГУ следует отключить, а отработку продолжить в промысловый шлейф.

4.4.7.7 Окончание выноса жидкости из скважины следует контролировать неизменяющимся уровнем жидкости в сепараторе С-1.

4.4.7.8 После того как режим скважины вышел на шлейфовые параметры, необходимо провести ГДИ для определения продуктивной характеристики скважины после КРС.

4.4.7.9 По окончании проведения работ на скважине следует - демонтировать наземное оборудование (сепаратор С-1, ГУ); - переключить скважину на работу в промысловый шлейф.

24) Установление оптимального технологического режима работы скважин.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и опытной эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. Как правило, на каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин. В отдельных случаях при выборе технологического режима возможны варианты одновременного учета двух и более определяющих факторов.

[Наиболее существенные факторы, влияющие на технологический режим:

- устойчивость газоносных пластов к разрушению;

- наличие на забое скважины столба жидкости или песчаной пробки;

- наличие подошвенной воды;

- одновременный приток подошвенной воды и газа в скважину;

- температура пласта, окружающей ствол скважины среды, гидратообразования;

- наличие агрессивных компонентов в составе газа при различных концентрациях, давлениях, температурах и скоростях потока;

- многопластовость месторождения.]

25) Факторы, ограничивающие производительность скважин.

1) Геологические (природные): условие разрушения скелета горных пород (разрушение ПЗП); образование конусов воды и преждевременное обводнение скв.; давление начала конденсации; продвижение пластовых вод; наличие сероводорода; коррозия скв.; обратное промерзание ММП;

2) Технико-технологические: при эксплуатации скв. – выделение конденсационной воды из потока газа (может произойти самоглушение скв.); выделение газового конденсата; температурный режим работы скв.; гидратообразование;

3)Технико-экономические: сочетают оптимизацию природных и технологических факторов с учетом проведения экономического расчета.

Максимально допустимый дебит (МДД) скв. – максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скв., т.е. при котором еще не наступает разрушение ПЗП, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скв. и т.д.

Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скв., при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Qраб< QМНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скв., нарушается оптимальный температурный режим ее работы.

26) Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.

Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного.

27) Прогнозируемые показатели разработки. Понятие «Средняя” скважина.

По данному методу к прогнозируемым показателям разработки газовых и газоконденсатных месторождений на истощение относятся:

– среднее пластовое давление и его изменение во времени;

– средние проектные дебиты газа и конденсата и их изменение в процессе разработки;

– число скважин и принятый режим их эксплуатации: например, P=const;

– среднее устьевое (забойное) давление во времени;

– годовые отборы в процессе разработки;

– приближенный объем вторгшейся в залежь воды, учет которой должен быть осуществлен через текущий газонасыщенный объем залежи.

“Средняя” скважина - скважина, имеющая среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

28) Годовой отбор из месторождения зависит -. Информация необходимая для определения годовых отборов газа

Величина годового отбора из месторождения может быть установлено в зависимости от состава газа и потребности рынка на отдельные компоненты добываемого газа. В частности, годовые отборы газа из Оренбургского и Астраханского месторождений были установлены проектом, отчасти не исходя от начальных запасов газа на этих месторождениях, а исходя от потребности страны на гелий, серу, а также возможностью строительства газоперерабатывающих заводов и т.д.

Величина годового отбора из месторождения зависит от этапа разработки: нарастающий, постоянный или падающий. На каждом этапе разработки величина Qдоб (t) зависит от различных факторов. В частности от:

– числа буровых станков и бригад, особенно в период нарастающей добычи газа;

– готовности промысловых газосборных сетей и установок по подготовке газа;

– наличия транспортных систем и потребителя;

– продуктивности газоносных пластов;

– свойства и состава газа и газоконденсатной смеси;

– запасов газа и конденсата;

– технико-экономических показателей разработки залежи и др.

29) Коэффициент эксплуатации скважин

Коэффициент эксплуатации скважин Kэ в проектах выражается через число рабочих дней эксплуатационных скважин. Считается, что скважина максимально в году может эксплуатироваться 365 дней и тогда величина Kэ будет равна единице, т.е. Kэ =1. Как правило, в каждой эксплуатационной скважине проводятся в плановом порядке или незапланированные работы, требующие остановки или временного отключения из общей системы добычи газа. К таким плановым работам относятся:

- исследовательские работы, предусмотренные проектом по контролю за разработкой месторождения, согласно правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождении,

- проведение ремонтно-профилактических и интенсификационных работ,

- на отдельных скважинах проводятся работы по смене фонтанных труб, очищение забоя от песчано-жидкостных пробок и т.д. Поэтому сокращение числа рабочих дней каждой скважины от числа календарных дней года является обязательным и оправданным.

Величина коэффициента эксплуатации Величина коэффициента эксплуатации на разных месторождениях должна быть различной в зависимости от:

– геологических особенностей залежи; устойчивости пород, их состава;

– состава газа;

– стадии освоенности залежи;

– продолжительности процессов восстановления и стабилизации давления, дебита и температуры газа;

– характера и темпа вторжения воды в газовую залежь и т.д. Наиболее часто величину коэффициента эксплуатации принимают:

3 0) Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки. Уравнение притока газа к скважине. Уравнения движения газа по стволу.

в уравнении материального баланса и Qгод(t) в формуле для определения числа скважин считаются известными, хотя в проекте разработки они, точнее Qгод(t) должны быть обоснованы.




Уравнение притока газа к скважине:




Уравнение движения газа по стволу: