аааааааааа. томск. Оценка перспектив использования технологий создания газогидратных барьеров при
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
6.5. Выводы по разделу На предприятии достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и экологичности при добыче нефти и газа. Рассматриваемые в дипломном проекте мероприятия не снижают уровень безопасности. 104 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Целью данной работы являлось оценка применимости технологии установки газогидратного барьера на уровне ГНК для замедления конусообразования газа из газовой шапки. В данной работе было показано, что с технологической и экономической точек зрения, данная технология является перспективной в условиях низкотемпературных пластов газонефтяных и газонефтеконденсатных месторождений Восточной Сибири. С помощью инструментов гидродинамического моделирования (ПО Petrel) и экономического анализа были произведены подтверждающие расчеты. Кроме того, аналитическими методами было доказано, что в условиях НГКМ Д бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих стволов является более оптимальным, чем бурение вертикальных скважин, исходя из полученных критических дебитов конусообразования. Однако стоит помнить, что каждое месторождение уникально по своим геологическим и физико-химическим условиям. Поэтому существует большое количество неопределенностей, которые играют важную роль в степени успешности применения технологии установки газогидратного барьера. К ним относятся: Степень минерализации пластовой воды и ее влияние на условия образования и стабильного существования газовых гидратов в пласте. В газонасыщенной части пластовая вода присутствует в связанном состоянии, однако закачка пресной воды извне может ее активизировать. При смешении внешней и пластовой воды изменится общая степень минерализации, что может повлечь за собой сдвиг фазового равновесия газогидратов. Распространение закачиваемой воды в пласте. Площадное распространение закачиваемой воды напрямую влияет на размер и проницаемость газогидратного барьера, а соответственно, на качество газоизоляции. Активность аквифера. Является одной из самых больших неопределенностей. В случае если аквифер активный, величина критического дебита будет контролироваться не только вероятностью образования конуса газа, но и вероятностью формирования конуса воды. Вероятность образования вторичной газовой шапки. Разница между пластовым давлением в нефтяной оторочке и давлением насыщения нефти составляет 1-2 атмосферы. В случае нефти с большим газовым фактором увеличивается опасность 105 образования вторичной газовой шапки под газогидратным барьером, и соответственно, вероятность формирования вторичного газового конуса. Исходя из всего вышесказанного, технология газогидратного барьера является перспективной, однако требует тщательного анализа всех неопределенностей и изучения пластовых условий конкретного месторождения для увеличения вероятности успешного применения данной технологии. 106 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Суслова А. А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений // диссертация: 02.00.11. – Москва, 2015.- 125 с. 2. Razak, E.A., Chan, K.S., Darman, N.H.: “Risk of Losing Oil Reserve by Gas-Cap Gas Production in Malaysian Thin Oil Rim Reservoirs”, SPE 132070, paper presented at the SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition in China, Beijing, 8-10 June 2010. 3. Karp JC. Horizontal Barriers for Controlling Water Coning. JPT Jul 1962: 783-90. 4. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с. 5. Боксерман А. А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи – обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране // Нефтяное хозяйство – 2004. - №10. – с. 34-38. 6. Косачук Г. П., Сагитова Д. З., Титова Т. Н. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками // Газовая промышленность. – 2006. - №2. – с. 27-30. 7. Закиров И. С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто- неоднородными: диссертация: Москва, 1996 – 158 c. 8. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – ОАО ВНИИОЭНГ, Москва, 1995 г., 496 с. 9. Гавура В. Е., Исячев В. В., Курбанов А. К. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. – М. : ВНИИОЭНГ, 1994. – 345 с. 10. Solomon D.L. Lekia, Roy M. Knapp, Ronald D. Evans Concerning the techniques for plugging coning fluids in oil wells. – School of Petroleum and Geological Engineering, University of Oklahoma, 1989 – 14 c. 11. Karp J.C., Lowe D. K., Marvsov N. Horizontal Barriers for Controlling Water Coning. – Jour. Pet. Tech. – 1962 – 8 c. 12. Craft B.C., Hawkins M.H. Applied Petroleum Reservoir Engineering. – Englewood Cliff, New Jersey, Prentice-Hall Inc., 1959, pp. 300-302. 13. Sparlin D.D. An Evaluation of Polyacrylamides for Reducing Water Production. – Jour. Pet. Tech (Aug., 1976) – 9 c. 14. McAuliffe C.: Oil-in-Water Emulsions and their Flow Properties in Porous Media, Jour. Pet. Tech. (June, 1973) – 12 c. 107 15. I. Lakatos and J. Lakatos-Szabo Restriction of Gas Coning by a Novel Gel/Foam Technique. – SPE 39654 – 1998 – 6 c. 16. Singhal A.K. Water and Gas Coning/Cresting: A Technology Overview – Jour. Of Canadian Petroleum Technology – 1996 – 7 c. 17. Абраев Н. С. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей. – ТПУ, Томск – 2015 – 8-15 c. 18. Синцов И. А., Игнатьев Н. А., Фахртдинова Г. М., Евдокимова А. С. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения. – Патент – RU 2015142601 A – Тюмень, 2015. 19. Кайгородов С. В. Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой. – Патент – RU 2537721 C1 – Казань, 2015 – 12 c. 20. Афанасьев В. А., Малышев А. Г. Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений. – Патент – Сургутнефтегаз – 2001 – 14-18 c. 21. Маляренко А. В., Каюмов Р. Ш., Краснов И. И. Способ изоляции газового пласта. – Патент – RU 2059064 C1 – Западно-Сибирская инновационная фирма «Петрохим» – 1996 – 28 c. 22. Certificate of authorship USSP 11150346, E 21 V 43/00 – Prototype – 1985 – 31 c. 23. E. Dendy Sloan Jr. Natural Gas Hydrates. – SPE, Colorado school of Mines – 1991 – 18 c. 24. John Carroll. Natural Gas Hydrates. A Guide for Engineers. – USA, 2003 – 521 c. 25. Arthur M.G. Fingering and coning of water and gas in homogeneous oil sand. – Transactions of AIME, Vol.155 and 160 – 1994 – 16 c. 26. Allen T.O. Thin oil column completion and production practices. – World Oil – 1954 – 13- 18 c. 27. Muskat M., Wyskoff R.D. An approximate theory of water coning in oil production. – Trans, AIME. – 1935 6-8 c. 28. Meyer H.I., Garder A.O. Mechanics of two immicible fluids in porous media. – J. Appl. Phys., 25, No 11. – 1954 – 17 c. 29. Chierici G.L., Ciucci G.M, Pizzi G. A systematic study of gas and water coning by potentiometric models. – JPT (Aug. 1964) – Trans. AIME,231 – 17-27 c. 30. Chaney P.E., Noble M.D., Henson W.L., Rise T.D. How to perforate your well to prevent water and gas coning. – Oil and Gas Jour. (May 7, 1956) – 14-15 c. 31. Schols R.S. An Empirical Formula for Critical Oil Production Rate. – Erdoel Erdgas – Jan. 1972 – 17-20 c. 108 32. Wheatley M.J. An Approximate theory of Oil/Water coning. – SPE 14210 – 1985 – 18-22 c. 33. Chaperon I. Theoretical Study of Coning Towards Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and Critical Rates. – SPE 15377 – 1986 – 4-8 c. 34. Hoyland L.A., Papatzacos P., Skjaeveland S. M. Critical rate for water coning: correlation and analytical solution. – SPHERE – Nov, 1989 – 16-18 c. 35. Addington D.V. An Approach to Gas-Coning Correlations for a Large Grid Reservoir Simulator. – JPT – Nov, 1981 – 20-25 c. 36. Sobocinski D.P., Cornelius A.J. A correlation for predicting Water Coning Time. – JPT, - May, 1965 – 21-22 c. 37. Bournazel C, Jeanson B. Fast Water-Coning Evaluation Method. – SPE 3628 – 1971 13-17 c. 38. Byrne W.B., Morse R.A. The Effects of Various and Well Parameters on Water-Coning Performance. – SPE 4287 – 1973 – 36-40 c. 39. Blades D. N., Stright D.H. Predicting High Volume Lift Performance in Wells Coning Water. – J. Ca.Pet.Tec. – 1975 – 10-11 c. 40. Kabir C.S. Predicting Gas Well Performance Coning Water in Bottom Water-Drive Reservoirs. – SPE 16206. – 1987 – 12-18 c. 41. Mungan N. A Theoretical and Experimental Coning Study. – SPE – June, 1975 – 19-20 c. 42. Kuo M.C.T., DeBrissay C.L. A Simplified Method for Water-Coning Predictions. – SPE 12068 – 1983 1-3 c. 43. Piper L.D. Calculation of the critical oil production and optimum completion interval. – SPE 16206 – 1987 – 12-16 c. 44. Истомин В. А., Квон В. Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 509 с. 45. Tarek Ahmed Reservoir Engineering Handbook. – Gulf Professional Publishing. – USA – 2001 – 1125 c. 46. Stewart G., Jamiolahmady M. Well Test Analysis G11WT. – Heriot Watt University. – 2016 – 827 c. 47. Rene H. Cottin, Rene L. Ombret Application of a Multiphase Coning Model to Optimize Completion and Production of Thin Oil Columns. – SPE 4632 – 1973 – 1-3 c. |