Введение к работе
Актуальность проблемы. На Севере Тюменской области добывается более 80 % природного газа России. В современных экономических условиях рентабельное развитие газодобывающей промышленности здесь в значительной степени зависит от эффективности систем разработки, технологии и техники эксплуатации уникальных по запасам сеноманских газовых залежей и, в первую очередь, залежей Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда из двух основных объектов добычи (сеноманских залежей месторождений Медвежье и Уренгойское) ювлечено свыше 50% начальных запасов газа и они вступили в стадию перехода к падающей добыче.
Практика реализации проектных решений уже в начальный период эксплуатации показала, что принятая система разработки с редкой сеткой эксплуатационных скважин, сконцентрированных в присводовых участках структуры, и ограниченным числом наблюдательных скважин в условиях слабой степени раэведан-ности залежей требует создания принципиально новых систем геолого-технологического (геотехнологического) контроля.
Автор представленной к защите диссертационной работы в течение более 18 лет проводил исследования, разрабатывая и внедрял на месторождениях эффективные методы и средства контроля за разработкой, в составе научно-проектных коллективов разрабатывал новые технолого-технические решения по повышению надежности и эффективности систем газодобычи. Результаты этих исследований опубликованы в 48 работах, включая 13 авторских свидетельств; они вошли в целый ряд отраслевых регламентирующих и проектных документов, использованы в проектах разработки сеноманских газовых залежей Тюменского Севера.
Цель работы. В виде научного доклада обобщить результаты проведенных и опубликованных автором научно-методических и промыслово-экспериментальных исследований, на основе которых создан комплекс методов, технологий и технических средств геотехнологического контроля и управления рациональной разработкой уникальных сеноманских газовых залежей Севера Тюменской области на поздней стадии эксплуатации.
Основные задачи исследований.
-
Разработать комплекс методов для изучения первичных геолого-геофизических и газогидродинамических параметров сеноманских газовых залежей и создания компьютерной базы данных, как геолого-технологической основы подсчета запасов и контроля за разработкой месторождения.
-
Совершенствование методов управления процессом разработки месторождений при центрально-групповой схеме размещения эксплуатационных скважин на основе системного анализа геолого-промысловых исследований, структуры и качества распределения запасов газа по типу коллекторов, изучения закономерностей их отработки в процессе эксплуатации сеноманских залежей.
-
Создание технических средств и методов , обеспечивающих повышение эффективности и надежности работы залежей в период падающей добычи при активном проявлении водонапорного режима на основе изучения особенностей эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений .
Научная новизна. В диссертационной работе в виде научного доклада представлены результаты научно-методических и промысловых исследований по проблемам повышения надежности и эффективности разработки сеноманских газовых залежей Севера Тюменской области. В результате этих исследований разработаны:
-
Комплекс методов изучения первичных геолого-геофизических и гидрогазодинамических параметров сеноманских газовых залежей, результаты которого представляются в виде информационной модели залежи в форме разработанной компьютерной базы данных.
-
Принципы подсчета запасов природного газа на основе дифференциации по качеству коллекторов.
-
Методика выделения газоотдающих интервалов в продуктивном газонасыщенном разрезе по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) на основе изучения газонасыщенности призабойной зоны и качества вскрытия пласта.
-
Новые технические средства и методы для освоения и газодинамических исследований газовых и газоконденсатних скважин с количественной индикацией жидкости и механических примесей в продукции эксплуатационных скважин.
Правтичусчя nfwwrfc выполненного комплекса исследований и разработок заключается в том, что они были направлены на решение конкретных прак-
тических проблем и задач, возникших в процессе проектирования и разработки сеноманских газовых залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и др. месторождений на поздней стадии их эксплуатации. Разработанные методы и технические средства выполнены на уровне изобретений (способы и устройства для газодинамических исследований скважин, способы освоения скважин, изоляшш пластовых вод, выделения газоотдающих интервалов и др.). Созданные автором методы изучения газовых залежей вошли в отраслевые регламентирующие документы, которые используются при освоении новых газовых месторождений На-дым-Пур-Тазовского, Ямальского и других регионов Западной Сибири. На основе результатов исследований автора внесены существенные коррективы в технологические схемы разработки месторождения Медвежье (дополнительное бурение новых эксплуатационных скважин, перераспределение отборов газа по зонам УКПГ, повышение продуктивности скважин при низких пластовых давлениях, водо- и пескопроявлениях и т.д.).
Научно-методические и геолого-технологические разработки автора могут быть использованы при проектировании технологий разработки газовых залежей, аналогичных сеноманским.
РtлдизйИР» работы р прочитанное. Все основные результаты исследований автора, обобщенные в диссертационной работе , вошли в проекты разработки Медвежьего, Ямсовейского, Песцового, Юбилейного и других месторождений, применялись и постоянно применяются при доразведке и добуривании сеноманских залежей, анализе технологических режимов работы, составлении планов и контроле результатов проводимых капитальных ремонтов добывающих скважин и других работах в процессе разработки месторождений.
Ашюбапия работы. Основные результаты работ неоднократно докладывались на научно-технических советах "Главтюменгазпрома", предприятия "Надымгазпром", заседаниях Центральной и Рабочей комиссий по разработке, Центральной комиссии по запасам РАО "Газпром", на заседаниях ГКЗ при СМ СССР в 1987г., научных конференциях в гг. Москве, Надыме, Тюмени, Ташкенте, Краснодаре, Перми, Якутске.
Экономический эффект. Суммарный экономический эффект от внедрения научно-технических решений на Медвежьем месторождении с учетом долевого
вклада соискателя составил 943,8 млн.руб. ( в ценах 1995 года).
Публвкяпни. Результаты исследований автора опубликованы в 48 печатных работах, в том числе одной монографии, 13 авторских свидетельствах, 5 научно-технических обзорах, две статьи опубликованы без соавторов.
Объем и структура работы. Диссертационная работа представлена в виде научного доклада, выполненного на основе опубликованных работ. Она состоит из общей характеристики, введения, четырех глав, основных выводов, защищаемых положений и списка опубликованных работ.
Геологическое строение, гигантские запасы природного газа месторождений Севера Тюменской области, географическое положение и природно-климатические условия района привели к необходимости поиска новых решений при их освоении. Научные концепции, методология и теория освоения уникальных газовых месторождений Западной Сибири, первые технологические схемы и проекты их разработки формировались крупными исследовательскими и проектными коллективами при непосредственном участии работников газодобывающих предприятий.
Значительный вклад в создание новых технологий освоения уникальных Западно-Сибирских газовых месторождений внесли З.С. Алиев, О.Ф. Андреев, К.С. Басниев, С.Н. Бузинов, Р.И. Вяхирев, Л.Ф. Дементьев, ВЛ. Динков, ПА. Гереш, А.И. Гриценко, В.И. Ермаков, О.М. Ермилов, И.П. Жабрев,
С.Н. Закиров, ПА. Зотов, Ю.П. Коротаев, ЛД. Косухин, РД. Маргулов, В.Н. Маслов, Р.И. Медведский, Е.М. Нанивский, В.В; Ремизов, В.В. Стрижов, А.П. Телков, P.M. Тер-Саркисов, Ю.И. Топчев, В.А. Туголуков, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгая и др.
ГЛАВА I. МЕТОДЫ СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА КАЧЕСТВА КОЛЛЕКТОРОВ КАК ОСНОВЫ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
[ 1,4 , 5 , 23 , 24 , 25 , 44 1
Анализ прикладных аспектов теории и практика моделирования газовых месторождений Тюменского Севера свидетельствует о том, что выбор концептуальной модели строения залежи как основы подсчета запасов газа и построения вариантов систем разработки, определяется типом залежи, качеством пластов-коллекторов и их объемной структуризацией. На первых этапах проектирования разработки и подсчета запасов газа считалось, что сеноманские газовые залежи Севера Тюменской области имеют сходное геологическое строение: небольшая глубина залегания, регионально выдержанная глинистая покрышка, слабонаклоненная поверхность газоводяного контакта, тонкослойное строение, начальное пластовое давление близко к гидростатическому, литологические, фильтрационно-емкостные и петрофизические характеристики близки между собой. Линзы глин не имеют значительной протяженности даже в пределах одного куста, что обеспечивает хорошую газодинамическую связь как по площади, так и по разрезу залежей. Иначе говоря, пласты и пачки пород сеномана газодинамически представляют единое целое, и их не следует выделять в самостоятельные объекты подсчета запасов газа, а залежи в целом можно рассматривать как заіежи массивные но типу строения. В процессе разработки с учетом накопленной геолого-промысловой информации, особенно в условиях проявления упруго-водонапорного режима, сеноманские залежи представляются уже как система продуктивных пачек, разделенных прерывистыми перемычками из слабопроницаемых пород, которые целесообразно выделять в качестье самостоятельных объектов подсчета запасов газа. В этом случае залежи
следует относить к пластово-массивному типу строения или субмассивному [по Л.С.Темину].
Автором на основе анализа геологических особенностей строения сеноманских залежей и материалов подсчета запасов газа, выполненных различными научно-исследовательскими организациями, разработан единый методологический подход к построению промыслово-геологических моделей сеноманских залежей, основанный на дифференциальном учете качества коллекторов. Эта. методология предполагает системный подход к изучению фактического материала и построению моделей. Она включает:
дифференцированную оценку качества фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора по материалам геофизических исследований скважин (ГИС);
создание на этом материале информационной базы (модели) - информационная промыслово-геологическая модель залежи (ИПГМ);
разработку концептуальной модели залежи на базе ИПГМ и гипотез о типе залежи ( массивный, пластово-массивный и т.д.);
построение промыслово-геологической модели залежи исходя из представлений о случайном, случайно-зональном или дискретном изменении ее параметров, которые должны быть адекватны качеству и объему информации.
Предложенная методология вписывается в общую логическую схему имитационного компьютерного моделирования изучения строения залежи и включает:
-
Информационные промыслово-геологические модели залежи.
-
Блоки программ автоматизированной системы моделирования процесса подсчета запасов и сервисные блоки программ контроля за изменением основных и специальных параметров залежи.
-
Группу альтернатив-вариантов подсчета запасов в зависимости от принятой модеііи и степени изученности залежи: площадное интегрирование удельных запасов; взвешивание подсчетных параметров по эффективному газонасыщенному объему и толщинам;
4. Блок сравнения, анализа, выбора альтернатив и оценки результатов.
Предложенная автором методика утверждена в ГКЗ РФ в 1992 г. Результаты
использования разработанной методологии иллюстрируются анализом использования дифференциального метода подсчета запасов газа для сеноманской залежи ме-
сторождения Медвежье.
В табл. 1 приведены результаты расчетов запасов газа, выполненные различными методами и в различные периоды разработки. Из табл. 1 видно, что в целом по месторождению величина начальных запасов газа изменяется незначительно, в то же время по зонам УКПГ изменения существенны.
Таблица 1
Результаты подсчета запасов газа Медвежьего
месторождения по зовам УКПГ различными методами
Примечания: 1 - ВНИИГАЗ, Проект разработки, 2 - ТюменНИИГипрогаз, Проект разработки, 3 - ТюменНИИГипрогаз, Подсчет запасов, 4 - ТюменНИИГипрогаз, Проект разработки, 5 - ТюменНИИГипрогаз, Коррективы к Проекту разработки; 1-4 - подсчет запасов по падению пластового давления (зонная модель, дренируемые запасы); 5 - подсчет запасов объемным методом с использованием методики дифференциации запасов по качеству терригенных коллекторов.
Практика разработки газовых месторождений показывает, что знание абсолютных величин запасов, содержащихся в залежи в целом, недостаточно. Для принятия квалифицированных решений, направленных на совершенствование разработки месторождения или отдельных его частей нужна информация о структуре запасов. Соответственно дифференцированный подход к их определению становится одним из существенных факторов при выработке системы разработки месторождений.
Для удобства моделирования геологического строения залежи автором предла-
гается следующая нумерация пачек и пластов: 1, 3 и 5 - продуктивные пачки (в объеме ПК), ПК.2 и ПКз); 2 и 4 пачки - экраны.В табл. 2 приведена структура запасов газа с дифференциацией по качеству коллекторов пяти выделенных сложно построенных продуктивных пачек.
Таблица 2 Запасы по объектам (пачкам) н классам качества коллектора севоманской залежи Медвежьего месторождения
Анализ полученных результатов показывает улучшение качества запасов газа с глубиной в сводовой части залежи. Запасы 1 и 2 класса в трех продуктивных пачках составляют соответственно 45; 57 и 52%. Основные запасы содержатся в 1 и 3 пачках-коллекторах с высокими значениями ФЭС (К„р>0,300 мкм2), половина из них приходится на зону УКПГ-1, 4, площадь эксплуатационного разбуриаания которых минимальна. Пятая пачка содержит минимальные запасы газа.
Полученные результаты явились основанием для принятия решений по регулированию системы разработки Медвежьего месторождения путем перераспределения дренируемых запасов газа между зонами УКПГ, бурения дополнительных эксплуатационных скважин, интенсификации добычи газа за счет расширения зон перфорации в эксплуатационных скважинах , а также включения в работу дополнительных газонасыщенных пропластков.
[ 11,13,15,16,18,19,31,35,43 J
Выбор решений по организации работ, в значительной мере связанных с добычей газа, определяется достоверностью промыслово-геологической информации. Качественный анализ получаемой информации позволяет разработать и внедрить в производство обоснованные научно-технические решения, эффективно воздействующие на процесс разработки залежи путем установления оптимальных технологических режимов работы скважин и распределения объемов добычи газа по зонам отбора (дренирования) для крупных газовых месторождений, эксплуатируемых несколькими УКПГ. Эффективным инструментом для получения надежной информации является системный контроль за разработкой месторождений, осуществляемый с применением комплекса промыслово-геологических (газогидродинамических, геофизических, гидрохимических и др.) методов.
Значительный вклад в создание рационального комплекса исследований по контролю за разработкой сеноманских залежей внесли А.И. Березняков. Ш.К. Гергедава, В.Е. Карачинский, А.Н. Кирсанов, СВ. Колбиков, В.В. Масленников, Г.Ф. Пантелеев, Ю.А. Перемышцев, А.М. Свечников, М.Н. Середа, Ю.Г. Тер-Саакян, ЗД. Ханнанов, Л.И. Яковук и др.
На каждой стадии разработки месторождения, в зависимости от решаемых текущих и перспективных задач, система промыслово- геологического контроля подвергается необходимой корректировке.
В процессе эксплуатации накопление и обобщение обширной промыслово-геологической информации о месторождении и процессах, происходящих в пласте при его разработке, позволяют эффекпшно корректировать отдельные положения проектных решений. Как показала практика корректировке подвергаются :
а) комплекс исследовательских работ на скважинах, очередность их проведе
ния;
б) методы контроля за разработкой залежей и всей технологической цепочкой
(добыча , подготовка и компримирование газа);
в) количество и расположение новых скважин;
г) начальные запасы газа и их распределение по эксплуатационным зонам;
д) технологические режимы эксплуатации скважин;
е) комплекс и технология работ по интенсификации добычи газа.
В течение ряда лет автором совместно со специалистами ВНИИГаза и Тюмен-НИИГипрогаза отрабатывалась система промыслово-геологического контроля за разработкой сеноманских залежей Медвежьего, Ямбургского, Юбилейного месторождений в разные периоды эксплуатации.
При совершенствовании контроля основное внимание уделялось разработке технологий, технологического оборудования и комплексов ГИС, позволяющих эффективно контролировать процесс эксплуатации залежи.
В комплекс по контролю за разработкой пласта и продвижением ГВК была введена высокочувствительная термометрия (ВЧТ), а импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) исключен, как не дающий дополнительной информации. В комплекс газодинамического каротажа (ГДК) были введены дополнительные методы (термоанемометрия, щумометрия, влагометрия и др.).
Активное внедрение пластовой воды в сеноманскую газовую залежь Медвежьего месторождения привело в последние годы к постоянно возрастающему объему капитального ремонта. В 1992 г. автором совместно со специалистами треста "Севергазгеофизика" был разработан и внедрен комплекс ГИС для геотехнологического обоснования проведения капитального ремонта и контроля его эффективности .
В процессе анализа материалов промыслово-геофизических исследований было установлено , что на вероятность притока газа из отдельных пропластков продуктивного пласта в скважину оказывает существенное влияние состояние присква-жинной зоны, которая в процессе цементирования обсадной колонны подвергается кольматации, снижающей естественную проницаемость. Комплексное использование геофизических параметров, характеризующих состояние прискважинной зоны продуктивного пласта, позволяет повысить надежность принятия решений при первичных и повторных перфорационных работах.
Автором разработана методика оценки качества вскрытия пласта (степени загрязнения призабойной зоны скважины - "скин-эффекта'') на основе сопоставления коэффициентов газонасыщенности призабойной зоны:
- естественной (К,3*), определяемой по данным электрического каротажа и
- закольматированной (Кг1"), определяемой по данным нейтронного гамма-каротажа (НГК).
Для этих условий вводится два новых параметра, характеризующих степень отклонения ^"("естественный" коллектор) и (^""(закольматированный коллектор) от величины максимального значения коэффициента газонасыщенности для коллекторов данной залежи (К,. ^):
как ка г к
р = "г „ р -Jtl <|\
в* к и ГЛПК Vі'
*т щах лг шах
Чем ближе параметры Рж й Рга к единице, тем выше вероятность эффективной работы перфорированной части пласта.
Для качественной и количественной оценки этой вероятности вводится новый геофизический параметр Пп
Пг=РэкРнгк = «1Кг» К,"" (2)
пг=а- V*- Кг», О)
Oslfr й\ где: d = ( К, «к)"2 - коэффициент, зависящий от величины максимального значения коэффициента газонасыщенности пород для данного месторождения:
Например для сеноманской залежи Медвежьего месторождения:
Krnax=0)9(d=l,23). Методика использования параметра Пг для оценки вероятности отнесения перфорированного пропластка к газоотдающему заключается в следующем.
По данным расходометрии составляются интегральные распределения параметра Пг для двух классов коллекторов: отдающих и неотдающих газ в скважину. Точка пересечения областей интегральных распределений двух классов определяет значение Пг ч., характеризующее границу между пластами, отдающими и неот-дающими газ в скважину.
При Пг > Пг ч. перфорированный интервал работает в скважину, а при
Пг< Пг if не работает. Для сеноманской залежи Медвежьего месторождения эта методика была использована по данным выборки параметра П, для более 40 скважин из различных зон УКПГ.
Результаты оценки параметра Пг ч. по зонам УКПГ представлены в таблице 3.
Таблица 3 Значення Пг кр.
*' ЦЧ - центральная часть залежи; ЮК - южный купол; М - средняя для
месторождения.
Данные по Пгч). показывают, что эта величина довольно стабильна для всего месторождения (за исключением УКПГ-2) и составляет в целом для месторождения 0,62.
В П "Надымгазпром" создан банк данных распределения параметра Пг по всему фонду скважин. Использование этого параметра при перфорационных работах позволяет значительно расширить газоотдающий интервал продуктивного пласта. Разработка защищена авторским свидетельством на изобретение |31). Использование методики почти в 70 скважинах на Медвежьем месторождении позволило увеличить дебит этих скважин в среднем на 45%.
И АНАЛИЗА ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ [2,9,10,14,17,18,22,28,36 1
Уникальные размеры сеноманских залежей месторождений Севера Тюменской области предопределили поэтапный ввод отдельных участков залежи, эксплуатация которых обеспечивается установками комплексной подготовки газа (УКПГ). Такая схема освоения, как показала практика, является наиболее реальной, но в то же время приводит к неравномерному дренированию газонасыщенных объемов по площади уже при выходе на проектный уровень годовых отборов. На Уренгойском
месторождении к этому времени величина текущей газоотдачи по УКПГ колебалась от 37% (УКПГ-3) до 5% (УКПГ-1АС). Аналогичная картина наблюдалась на Медвежьем месторождении, где к моменту ввода в эксплуатацию УКПГ-9 было отобрано 35% от начальных запасов из эксплуатационного участка УКПГ-2. Причем пластовое давление каждого вводимого в эксплуатацию нового участка было ниже первоначального на 0,1-0,3 МПа. Указанное обстоятельство обусловило начальные перетоки газа в продуктивном пласте между УКПГ, интенсивность которых в объемном выражении соизмерима с величинами годовой добычи отдельных участков. Совершенствование системы контроля, накопление и анализ фактического материала в процессе разработки месторождения позволили оценить эффективность принятых проектных решений и обосновать пути совершенствования системы разработки на различных этапах эксплуатации.
В частности, при обустройстве Медвежьего месторождения распределение производственных мощностей по подготовке и компримированию газа, годовых отборов газа по УКПГ было сделано без точного учета характера геологического строения и распределения запасов по отдельным эксплуатационным зонам.
По южному куполу, в соответствии с производственными мощностями (УКПГ-2, 1, 3, 4), объем годовой добычи составил 35%, а по центральному куполу (УКПГ-5, 6, 7, 8)-40 % от годового отбора, т.е. центральному куполу соответствовал больший темп отбора при значительно меньших удельных запасах газа. Наиболее оптимальными следует признать темпы отбора газа от начальных запасов по Северному куполу (УКПГ-9 ). В итоге , к 1980 г. на месторождении сформировались две зоны минимального пластового давления - в районах УКПГ-2 и УКПГ- 6,7, причем центральный участок характеризовался большим удельным темпом падения пластового давления.
Анализ начального периода эксплуатации показал, что система разработки Медвежьего месторождения нуждается в совершенствовании. Если на Ныдинском участке изменения в системе коснулись только укрупнения мощности УКПГ - одно УКПГ вместо двух проектных, то в центральном и южном районах был изменен принцип распределения уровня годовой добычи по зонам УКПГ. В его основу было положено фактическое распределение запасов газа в зонах размещения эксплуатационных скважин. Указанное перераспределение объемов добычи по площади
залежи явилось первым этапом регулирования процесса разработки Медвежьего месторождения.
Вторым этапом явилось дополнительное бурение 42 эксплуатационных скважин в районах УКПГ-1, 4, 9. Основная его цель - вовлечение в активное дренирование запасов газа периферийных зон и увеличение темпов отбора газа по зоне УКПГ - 9.
Последующий анализ разработки показал необходимость дальнейшей корректировке принятых проектных решений. На месторожденш: сохранилась диспропорция между добывными возможностями пласта и мощностями по подготовке и компримированию газа, возросли перепады давлений между зонами отбора и периферийными частями месторождения.
Исходя из суммарных отборов и текущего состояния обводнения в районах УКПГ-2, 7 было необходимо снизить отборы газа. В то же время установленные здесь технологические мощности по подготовке и компримированию газа на 40-60% превышали добывные возможности пласта. В районе УКПГ-1, 4 сложилась обратная картина, т.е. возможные уровни добычи превышали номинальные мощности установленного промыслового оборудования.
Автором, в составе творческого коллектива, в 1987 - 1993 гг. были разработаны и реализованы следующие новые технические решения по организации управления разработкой месторождения:
добурены 112 эксплуатационных скважин в слабодренируемых районах залежи , в том числе 30 в Северной зоне УКПГ - 8 и 24 в Северной зоне УКПГ - 9, не охваченных ранее разработкой, с целью расширения зоны отбора газа;
переключены 46 эксплуатационных скважин из районов УКПГ - 3,1,4,8 с целью перераспределения зон дренирования между УКПГ и равномерной загрузки всех мощностей УКПГ и ДКС;
12 наблюдательных скважин, вскрывших ГВК в заглинизированой зоне, переведены в эксплуатационные.
Кроме того, расчеты показали приншшиалыгую возможность строительства единой центральной дожимной компрессорной станции (ЦЦКС) вместо вторых и третьих очередей ДКС на каждом УКПГ .
Последовательное внедрение вышеуказанных технических решений явилось третьим этапом совершенствования разработки Медвежьего месторождения и позволило:
увеличить годовой отбор газа из месторождения с 65 до 72 млрд.м3;
продлить период постоянной добычи газа на 6 лет ;
— вовлечь в интенсивную разработку слабодренируемые зоны.
В целом, как показывают оценочные расчеты, за счет внедрения новых технических решений может быть достигнуто увеличение конечного коэффициента газоотдачи в пределах 1,5 - 2,5 %.
ГЛАВА IV. ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА [ 3,6,7,8,12,20,21,26,27,29,30,32,33,34,37,38,39,40,41,42,45,4« ]
Разработка газовых и газоконденсатних месторождений Крайнего Севера на завершающем этапе эксплуатации в условиях активного внедрения пластовых вод требует новых технических средств и решений по контролю за их разработкой в рамках единой системы управления.
За почти двадцатилетний период автором был разработан на уровне изобретений и применен на действующих промыслах ряд методов и технологий, позволяющих осуществлять контроль и управление разработкой крупнейших газовых месторождений на различных стадиях эксплуатации, которые направлены на решение следующих основных проблем:
совершенствование методики газодинамических исследований скважин;
обеспечение устойчивости эксплуатации скважин;
повышение надежности способов освоения скважин и изоляции пластовых вод.
Предложенные методы газодинамических исследований и устройства для их проведения в последние годы получили достаточно широкое распространение на газопромысловых объектах отрасли. Одним из первых устройств для проведения
газогидродинамических исследований газодобывающих скважин является диафраг-менный измеритель критического течения (ДИКТ) в комплекте с породоуловите-лем. Однако, при содержании в продукции скважины большого количества жидкости (воды, конденсата) и механических примесей, использование этого комплекса нарушает требования "Правил измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами". Кроме того, происходит значительный выброс продукции скважин в атмосферу, что ведет к потерям газа и загрязнению окружающей среды. В связи с этим в 1981 г. автором был разработан и опробован на скважинах УКПГ-9 Медвежьего месторождения прямоточный односекционный сепарацион-ный элемент, позволивший впервые качественно оценить наличие механических примесей и жидкости в потоке газа и надежно обосновывать целесообразность проведения капитальных ремонтов.
Качественно новыми техническими средствами, разработанными автором совместно со специалистами ТюменНИИГипрогаза и П "Надымгазпром", для измерения параметров газового потока явились установки "Надым", конструкция которых базируется на основе многоступенчатого центробежного сепаратора.
" Надым-1" был первым образцом разработанной серии оборудования для проведения газогидродинамических исследований эксплуатационных скважин и их отработки после бурения и капитального ремонта как с выпуском, так и без выпуска газа в атмосферу. Разработанное оборудование позволяет улавливать практически 100% капельной жидкости к механических примесей, выносимых потоком газа из эксплуатационных скважин.
Более совершенной является установка для газогидродинамических исследований с подачей газа в газопровод "Надым-2". Установка позволяет исследовать скважину как систему функционального управления, установить технологический режим ее эксплуатации, повысить защищенность недр и окружающей среды от разрушения и загрязнения и сохранить невозобновляемые запасы углеводородного сырья, полностью исключить выпуск газа в атмосферу. При этом повышается точность измерения дебита газа, объемного содержания жидкости и мехпримесей в продукции скважины. К аналогичному типу устройств относится и установка для отработки и газодинамических исследований скважин после бурения и капитального ремонта без выпуска газа в атмосферу - "УОС-Г
Использование этого оборудования позволяет после проведения лабораторных исследований состава выносимых мехпримесей и анализа жидкостей дать обоснованное заключение по назначению технологического режима эксплуатации скважин или соответствующего вида ремонтных работ.
Указанные новые технические средства характеризуются следующими особенностями, способствующими их широкому внедрению. Передвижные, быстромон-тируемые и быстросьемные блочные установки, с массой блоков не более 50 кг перевозятся любым видом транспорта. Сборка блоков осуществляется без применения специальных подъемных устройств. Малый вес установок в сочетании с использованием специальных быстросьемных соединений блоков позволяет производить исследования бригадой из двух человек.
Установки оснащены комплектами электронной аппаратуры для дистанционного измерения давления и температуры в полевых условиях. Обработка результатов исследований обеспечена математическим аппаратом и программами для персональных компьютеров.
Разработки защищены патентами, неоднократно экспонировались на межотраслевых и международных выставках и ярмарках.
Для повседневного контроля наличия механических примесей в потоке газа на месторождении Медвежье с 1988 г. используется, система индикации твердых механических примесей "Импульс-2", разработанная при участии автора. Датчик прибора врезается в газопровод на скважине, информация снимается переносным блоком индикации примесей "БИП-Г.
Разработанное оборудование в массовом порядке используется на газовых и га-зоконденсатных месторождениях Севера Тюменской области: Медвежье, Ямбург-ское, Уренгойское, Вынгапуровское, Юбилейное, Комсомольское и др. для контроля за эксплуатацией и проведением мероприятий по повышению надежности работы скважин.
При наличии в скважине газожидкостного потока и накоплении жидкости на забое работа скважины становится неустойчивой, сопровождается значительными потерями давления в лифтовой колонне и снижением дебитов во времени вплоть до создания эффекта "самозадавливания". Для предотвращения этого явления на скважинах Медвежьего газового месторождения по методикам и технологиям, раз-
работакным автором [ 20 ], с 1988 г. проводились работы по обработке скважин поверхностно-активными веществами с целью облегчения вьшоса жидкости. Анализ проведенных работ показал, что практически по всем обработанным скважинам получено улучшение продуктивных характеристик.
С целью предупреждения разрушения призабойной зоны продуктивного пласта, усиливающегося при обводнении скважин, и ликвидации выноса песка были разработаны специальные газоочистные стеклопластиковые фильтры (ФСОГ)-Начиная с 1987 г., на месторождении Медвежье автором били проведены испытания различных модификаций ФСОГ по специально разработанным технологиям. По всем оборудованным этими фильтрами 19 скважинам был получен положительный эффект. Кроме того, в последних конструкциях полностью исключено использование металла, что облегчает проведение капитальных ремонтов скважин.
Автором разработаны, запатентованы и внедрены способы изоляции пластовых вод [ 29 ] и освоения скважин [ 30 ]. Последний позволяет освоить скважину при низких пластовых давлениях и уменьшить нагрузки на цементное кольцо.
Способ изоляции позволяет обеспечить качество изоляции притока пластовых вод в скважину за счет предотвращения попадания тампонирующего состава в газонасыщенную часть пласта. Это достигается установкой пакера над обводнившей-ся частью пласта и одновременной закачкой жидких углеводородов в газонасыщенную часть и аэрированного тампонирующего состава в обводнившуюся часть пласта, при этом перед закачкой в скважину аэрированного тампонирующего состава производится закачка воздуха до установившегося режима фильтрации.
Автор выражает благодарность руководству предприятия "Надымгазпром", ГПУ Медвежьего месторождения, научно-технологическому центру предприятия "Надымгазпром" за помощь в проведении исследований, а также лично А.И. Гриценко, ГА Зотову, В.И. Ермакову, P.M. Тер-Саркисову, В.В. Ремизову, Н.В. Михайлову, В.А. Туголукову^ О.М. Ермилову, Е.М.Нанивскому, В.Н.Маслову, Н.Н. Соловьеву, Н.Г. Степанову, Ю.М. Фриману, Л.И. Яковуку, А.Н. Лапердину, А.Н. Кирсанову, И.С. Немировскому, Ю.Г. Тер-Саакяну, М.Н. Середе, А.В. Баранову, А.И. Березнякову за высказанные полезные советы и замечания при проведении работ.
