Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности разработки сеноманскои залежи медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения 24
1.1. Текущее состояние разработки сеноманской залежи 9
1.2. Проблемы разработки сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения в период падающей добычи 13
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) 34
2.2. Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье 36
2.3. Изучение процессов при перераспределении отборов газа по площади газоносности с целью рационального использования запаса пластовой энергии 45
2.4. Исследование влияния поэтапного ввода добывающих газовых скважин на распределение дренируемых запасов газа 50
ГЛАВА 3. Разработка методики обоснования технологического режима работы системы добычи и сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождений 53
3.1. Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа (по литературным данным) 53
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 работы скважин 55
3.2.2. Примеры искажения информации при назначении технологического режима работы скважин 59
3.3. Особенности моделирования системы добычи и сбора газа на Медвежьем НГКМ 61
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) 71
3.4.3. Критерии для обоснования технологического режима работы системы добычи и сбора газа 90
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 113
4.1. Приёмы адаптации трёхмерных гидродинамических моделей (по литературным данным) 113
4.2. Проблемы моделирования подстилающего водоносного комплекса сеноманских газовых залежей 117
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 130
4.5. Прогноз показателей разработки газового месторождения на основе фильтрационной модели адаптированной с учётом распределения пластового давления в обводнённой части залежи 134
Заключение 152
Список литературы 153
Приложение 159
- Проблемы разработки сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения в период падающей добычи
- Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье
- Исследование движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам (по литературным данным)
- Характеристика апт-альбского сеноманского водоносного комплекса и особенности обводнения сеноманских залежей
Введение к работе
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.
-
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.
-
Научно-методическое обоснование перераспределения отборов газа по площади газоносности с целью наиболее полного извлечения газа из периферийных участков залежи.
-
Разработка методики обоснования оптимальных и допустимых технологических режимов работы системы добычи и сбора газа, в т.ч. на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.
-
Совершенствование методики адаптации трёхмерных газогидродинамических моделей с учётом распределения текущего пластового давления в обводнённой части газовой залежи.
-
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.
-
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
-
Усовершенствованный метод оценки максимально допустимого дебита газовой скважины, обеспечивающий безаварийную работу скважинного оборудования, основанный на статистическом анализе скоростей газового потока в отводах фонтанной арматуры.
-
Способ оценки причин межколонных газопроявлений в скважинах, основанный на исследовании взаимосвязи между затрубным и межколонным пространствами скважин.
-
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:
-
Международной научно-технической конференции, посвящённой 40 – летию ТюмГНГУ «Проблемы развития топливно – энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г.Тюмень, 2003г.;
-
Всероссийской научно – практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г.Надым, 2003г.;
-
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.;
-
XIV научно – практической конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», г.Тюмень, 2006г.
-
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.
-
XIX Международный конгресс "CITOGIC-2009-Уфа", г.Уфа, 2009г.
Публикации. Основное содержание работы изложено в 8 опубликованных работах, в том числе 3 работы в журналах, входящих в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, 1 приложения и списка литературы из 60 наименований. Общий объем работы составляет 159 печатных страниц. Текст работы содержит 27 рисунков и 19 таблиц.
Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Ю.Н.Васильеву за выбор направления исследований, ценные советы и предложения в ходе работ. Искренняя признательность и благодарность д.т.н. А.И. Березнякову, д.т.н. С.Н. Бузинову, А.С. Гацолаеву, Г.М. Гереш, к.т.н. В.Н. Гордееву, М.Н. Киселёву, д. г.-м. н. А.Н. Лапердину, д.т.н. В.Н. Маслову, д. г.-м. н. Г.И. Облекову, В.Б. Полякову, В.Г. Присекину, к.ф.-м.н. А.Н. Харитонову, к.т.н. И.М. Чуповой, к.т.н. А.Ю. Юшкову, к.т.н. И.Е. Якимову, к.т.н. П.С. Кротову, В.Н. Юмшанову и своим коллегам по коллективу ООО «Газпром добыча Надым» за оказанную помощь при выполнении работы.
Проблемы разработки сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения в период падающей добычи
На балансе ООО «Газпром добыча Надым» находится более 500 добывающих газовых скважин. Часть скважин эксплуатируется с давлением в межколонном пространстве (замеренное в колонной головке, между кондуктором и эксплуатационной колонной представленными на рисунке 6), что не соответствует требованиям промышленной безопасности к техническому состоянию газовых скважин, поэтому возникает потребность в выявлении их причин и источников для планирования конкретных видов ремонтных работ. На первом этапе исследований возможно определение причин межколонного давления (Рмк). На основе полученных замеров Рмк скважины можно условно разделить на следующие группы: негерметичность уплотнений трубной или колонной головки (Рмк = Рзтр, где Рзтр - давление на затрубье); некачественный цементаж колонн: а) перетоки флюида из промышленного горизонта по цементному камню в межколонное пространство, в этом случае Рб =Рмк, где Рб - давление на буфере, б) перетоки флюида из газонасыщенных интервалов Тибейсалинской или Березовской свиты. На втором этапе регистрация фона межколонного давления в режиме статики проводится для сравнения и анализа данной кривой с информацией, полученной на первом этапе. На третьем этапе исследований при записи КПД или КСД. оценивается возможность постоянного притока газа из межколонного пространства (МКП), если происходит полное стравливание, то по полученной КПД строится зависимость Рмк = f (QcTp.ra3a) с целью определения объёма стравливаемого газа (VcTp), объёма свободного пространства в МКП (VCB), а также проводится отбор проб флюида. При записи КВД определяется скорость и характер восстановления давления. Накопленный опыт позволяет выделить три типа КВД: В случае негерметичности уплотнений колонной головки Рмк восстанавливается до первоначального за 5 - 20 минут. Характерный пример рассмотрен на рисунке 7. Кривая стабилизации давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП и постоянном притоке газа из межколонного пространства. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют о наличии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства. Межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью наземного оборудования можно ликвидировать в большинстве случаев закачкой герметика или заменой уплотнений колонной головки. При поступлении газа по резьбовым соединениям эксплутационной колонны, восстановление Рмк происходит медленно (1 и более суток), характер полученной КВД имеет постоянную закономерность роста; в случае, когда причиной межколонных газопроявлений является диффузионное передвижение флюида по телу цементного камня, характер КВД в межколонном пространстве имеет непостоянный, "скачкообразный" вид, восстановление давления происходит медленно, иногда без видимых изменений в первые 1-2 суток. Характерный пример представлен на рисунке 8. Первоначальное давление в МКП превышает давления на буфере Рб и затрубном пространстве Рзтр, что свидетельствует о перетоке газа по цементному камню из вышележащих газонасыщенных горизонтов. Кривая падения давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют об отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства. При исследовании возможной связи межколонного пространства с затрубным пространством, проводят измерение давления на колонной и трубной головках, после чего, газ стравливают из затрубного пространства, затем фиксируют давление на трубной и колонной головках и строят графики зависимости давления от времени, после чего при изменении давления в межколонном пространстве делают вывод о наличии (отсутствии) газодинамической связи затрубного и межколонного пространств.
В настоящее время ликвидация таких межколонных перетоков невозможна, ограничиваются лишь установкой дополнительной запорной арматуры. При проведении исследований нередко фиксируются гидраты в межколонном пространстве в районе устья скважины, особенно в зимний период. В качестве примера на рисунке 9 приводятся графики КПД и КВД в случае наличия гидратов в МКП. Исследование проводилось в зимний период. Первоначально замеренное Рмк существенно ниже Рмк после исследования. Как видно из графика КВД, при стравливании газа из ЗТП, резко меняется характер накопления Рмк. Этим, вероятно, объясняется непостоянство Рмк для одной и той же скважины. Поэтому для получения более достоверных данных, для данного региона такие исследования лучше проводить в летний период.
Основными причинами межколонных газопроявлений в эксплуатационных скважинах являются: 1. Негерметичности уплотнения трубной и колонной головок. 2. Негерметичность резьбовых соединений эксплуатационной колонны. 3. Нарушение целостности цементного кольца. Негерметичность уплотнения трубной, промежуточной и колонной головок в большинстве случаев устранима закачкой "герметика", или заменой уплотнений колонной головки. Негерметичность эксплуатационных и технических колонн и перетоки газа в заколонное пространство устраняемы производством ремонтных работ и изоляцией заколонного пространства установкой исправного пакера. Возможна также закачка герметизирующей жидкости в затрубное пространство на основе хлористого кальция.
Межколонное давление, возникающее вследствие газопроявления из отложений березовской или тибейсалинской свит при некачественном цементаже колонн практически неустранима. Величина его при газопроявлении из тибейсалинских отложений не превышает 2,5 МПа. В случае газопроявлений из отложения березовской свиты - величина Рмк может достигать 9 Мпа (в зависимости от качества цементного камня и степени перетоков газа в тибейсалинские отложения).
Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье
На сеточной модели рассчитывалось внедрение пластовой воды в каждую зону отбора, которая распределялась пропорционально дренируемым запасам и подъёму ГВК для каждой скважины и рассчитывались дренируемые запасы для водонапорного режима.
На конец 2003 г. в газовую залежь внедрилось 3,63 млрд. м3 воды. Ожидаемое количество внедрившейся пластовой воды на конец 2004 г.- 3,77 млрд. м3, в том числе в зону расположения эксплуатационных скважин - 2,6 млрд. м3.
По состоянию на 01.01.2004 г. в зону отбора 9 внедрилось 0,44 млрд. м3 воды или 12,1% от начального газонасыщенного объема. Из зоны отбора 9 в 8а переток газа с начала разработки составил 6,6 млрд.м .
По зоне 8а на конец года внедрилось 0,24 млрд. м воды, что составляет 16,4% от начального газонасыщенного объема. Из зоны 8а переток газа в зоны отбора 8,7,6 составил 69,8 млрд. м3 (рисунок 13 б).
В зону отбора 8 внедрилось 0,21 млрд.м подошвенной воды, что составило 20,9% от начального газонасыщенного объема. В связи с поздним вводом в эксплуатацию участка севернее зоны отбора 8, из неё происходит переток газа в Центральный купол (зоны отбора 7 и 6), приток в зону 8 из 8а составил 40,4 млрд.м (рисунок 13 б).
По зоне отбора 7 объем внедрившейся воды 0,18 млрд.м , что составило 17,5% от начального газонасыщенного объема. Из зон отбора 7, 8, 8а происходит переток газа в зону отбора 6, в зону 7 приток из зон отбора 8,8а составил 14,6 млрд.м3 (рисунок 13 б). Наиболее интенсивное обводнение происходит в зоне отбора 6. Максимальный подъем газоводяного контакта за время эксплуатации по зоне расположения эксплуатационных скважин -61,6м, за это время в зону внедрилось 0,25 млрд. м3 подошвенной воды, обводнившийся объем составил 29,1% от начального газонасыщенного объема.
В зоне 6 накопленный отбор газа превышает начальные геологические запасы. Участок эксплуатируется за счет перетоков из зон 8,8а через зону отбора 7 в большей степени (21,4 млрд.м3) и за счет перетоков из зоны отбора 4 через зону отбора 5 в меньшей степени (15,8 млрд.м ), в итоге приток газа зону отбора 6 составил 37,2 млрд.м3.
По зоне отбора 5 внедрение воды на 01.01.2004 г. составило 0,32 млрд.м3, или 25,6% от начального газонасыщенного объема. Из зоны 4 в зону отбора 5 переток газа составляет 31,9 млрд.м3 (рисунок 13 б).
По зоне отбора 4 на 01.01.2004 г. внедрение воды составило 0,75 млрд. м3, что соответствует 22,8% от начального газонасыщенного объема. Из этой зоны происходит переток газа в зоны отбора 5 и 6 в меньшей степени и на участки зон отбора 2,3 через зону отбора 1 в большей степени, в итоге "отток" газа из зоны отбора 4 составляет 110,9 млрд.м .
По зоне отбора 1 на 01.01.2004 г. объем внедрившейся воды 0,49 млрд. м3, или 21,3% от начального газонасыщенного объема. Эта зона является зоной "транспорта" газа от зоны отбора 4 в Южную часть залежи (зоны отбора 3 и 2). Аккумуляции газа здесь не происходит, т.е. отток газа практически компенсирует приток (рисунок 13 б).
По зоне отбора 3 на 01.01.2004 г. объем внедрившейся воды 0,34 млрд.м , что составило 31,2% от начального газонасыщенного объема. Из зоны отбора 4 в зону отбора 3 переток газа составил 44 млрд. м3.
По зоне отбора 2 на 01.01.2004 г. внедрение подошвенной воды 0,41 млрд.м , что составило 31,7% от начального газонасыщенного объема. Из зоны 4 в зону отбора 2 через зоны отбора 1,3 переток газа составил 21,2 млрд.м3 (рисунок 13 б). Зона отбора 2 была введена в эксплуатацию первой и эта зона отбора сформировала депрессионную воронку (направленность потоков газа), характерную для всего Южного купола.
Сопоставление начальных и дренируемых запасов на 01.01.2004 г. показывает, что по зонам отбора 8, 7, 6, 5 дренируемые запасы больше геологических, что подтверждает приток газа из соседних зон. Зоны отбора 8а, 4 - дренируемые запасы меньше геологических, что соответствует оттоку газа из этих зон отбора.
По зоне отбора 9 дренируемые запасы меньше геологических. Необходимо отметить, что в последние несколько лет по зоне отбора 9 происходит постоянное снижение дренируемых запасов газа. Это является следствием выбытия стабильно работающих скважин в так называемый «низкодебитный фонд скважин», т.е. фактически уменьшается площадь эксплуатационного поля. Следовательно, автором установлено, что происходит неравномерная отработка залежи, т.е. приток газа с периферии структуры не компенсирует отбор газа из эксплуатационного поля.
Таким образом, возникает актуальная задача вовлечения в разработку слабо дренируемых запасов газа расположенных на периферии сеноманской залежи Ныдинского участка месторождения Медвежье. Поэтому необходимо разработать технические решения, направленные на улучшение отработки периферийных участков залежи для повышения конечного коэффициента газоотдачи.
Сопоставление по зонам отбора графических зависимостей P/Z=f(Qflo6), схемы перетоков газа, полученные в результате газодинамических расчетов на сеточной модели (рис.13), показывают, что для месторождения Медвежье, которое разрабатывается в условиях водонапорного режима, одним из определяющих факторов вида зависимости P/Z=f(Qflo6) являются внутрипластовые перетоки газа, а так же расположение стабильно работающих скважин.
Исследование движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам (по литературным данным)
При накоплении жидкости на забое газовой скважины, давление на устье снижается. Чем выше столб жидкости на забое — тем меньше давление на устье, при прочих равных условиях. Поэтому, на поздней стадии разработки месторождения, очень часто по результатам замеров рабочих параметров скважин, можно рассчитать больший расход промысла, чем есть на самом деле. При этом часть скважин может уже не работать (самоглушение жидкостью скопившейся на забое).
Газодинамическое исследование некоторых скважин с выпуском газа в атмосферу проводят на режимах с дебитами много меньшими, чем эти скважины работают в газосборную сеть. Это не позволяет оценить объёмы механических примесей, тип выносимой жидкости на рабочем режиме, продуктивные характеристики скважины.
Работники промысла при проведении газодинамических исследований скважин, часто не контролирует в режиме реального времени давления в требуемых замерных точках. Они могут фиксировать лишь величины делений на манометре, при этом не переводят по тарировочной таблице в единицы измерения давления. Если происходит гидратообразование, даже незначительное, либо неверна тарировка, то результаты таких исследований практически не подлежат качественной интерпретации. Результаты заносят в геологическую базу данных предприятия либо в таком виде, либо опять же скорректированном, что не отражает поведение скважины в процессе газодинамического исследования.
Система контроля разработки Медвежьего месторождения предусматривает проведение ежеквартальных замеров статических давлений на устьях скважин, с использованием которых рассчитывают текущие пластовые давления в районах скважин. Для получения качественного замера необходимо продуть скважину, чтобы освободить забой от жидкости, что позволит повысить давление на устье скважины из-за снижения противодавления на пласт. Но, продувка скважины должна проводится с дебитами, обеспечивающими вынос жидкости, что делается не всегда, либо скважина вообще не продувается. Поэтому, можно получить ухудшенную продуктивную характеристику скважины, при назначении технологического режима.
Традиционная система расчёта технологического режима работы скважин не предусматривает единой модели скважин и шлейфов. При этом давления на устьях скважин рассчитывают с использованием степенной модели притока газа к устью скважины. Расчёт всех скважин промысла на заданный расход проводят с помощью коэффициентов невязки, что позволяет рассчитать только равномерное снижение или увеличение расходов по скважинам, не учитывая реальное давление в сети сбора и соответственно фактические возможности скважин.
При планировании ввода скважины в эксплуатацию, после капитального ремонта, учитывают ожидаемую величину расхода газа этой скважины (экспертно) и в технологический режим (базу данных) вносят предполагаемое устьевое давление (экспертно). Эти цифры корректируют после проведения газодинамического исследования и истории работы скважины.
Часто в отчётной документации можно встретить описание количества Самозадавливающиеся скважин, при этом не отмечают, какие из них работают с ограничением дебита с помощью устьевого штуцера. Следует учесть, что часть скважин может самоостанавливаться в зимнее время из-за замерзания жидкости в устьевом штуцере при соответствующих условиях. Учитывая вышесказанное, документ «технологический режим» работы скважин не может являться руководством к действию.
Рассмотрим процесс эксплуатации скважин и шлейфов с позиций системного подхода - направления методологии социально-научного познания и социальной практики, в основе которого лежит рассмотрение объекта как системы. При этом системой называется множество элементов, находящихся в отношениях и связях друг с другом, которые образуют единое целое [36].
Процесс добычи газа происходит по непрерывной цепочке «пласт — скважины - система сбора газа - ДКС». Поэтому, для более точного прогнозирования поведения этой системы необходимо учитывать параметры газосборной сети. Процесс управления разработкой месторождения подразумевает принятие управленческих решений постоянно. При этом эффективность этих решений будет зависеть от обоснованного прогноза поведения объекта управления. На принятие таких решений иногда отводится очень мало времени. Поэтому для оперативного принятия эффективного решения требуется иметь качественный и достоверный прогноз в режиме реального времени. Основная цель построения модели системы скважин и сбора продукции для газового месторождения - обеспечение максимальной прибыли от разработки месторождения углеводородов на основе рационального использования запасов последнего. Максимальная прибыль достигается через наиболее эффективное использование исходной геолого-промысловой информации, оптимизацию элементов системы разработки: конструкцию и размещение скважин, конфигурацию и параметры газосборных систем (ГСС), установления оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин. Цикл управления с использованием моделей можно представить в виде замкнутого кольца (рисунок 17).
Характеристика апт-альбского сеноманского водоносного комплекса и особенности обводнения сеноманских залежей
Дебит скважин, рассчитанный путем сопоставления результатов ГДИ и рабочего давления на устье (рабочие параметры) может не совпадать с фактическим (например, замеренным), т.к. жидкость на забое приводит к уменьшению давления на устье скважин. Поэтому при расчете технологического режима скважин промысла всегда наблюдается разбаланс между суммарной добычей рассчитанной и объемов товарной (валовой) продукции. На поздней стадии разработки месторождения используя лишь результаты замеров давления на устьях эксплуатационных скважин и результатов ГДИ практически невозможно рассчитать рабочие дебиты по скважинам с приемлемой точностью.
Текущие рабочие параметры скважин необходимо рассчитывать на адаптированной модели системы добычи и сбора газа, учитывая замеренные давления на устьях скважин и общий расход газа промысла. При этом модель адаптируется с использованием дополнительных множителей к гидравлическому сопротивлению в НКТ и шлейфах (имитация накопления жидкости на забое и в пониженных участках газопроводов). Прогнозные параметры работы газовых скважин необходимо рассчитывать на практически идеальное состояние. Имеется в виду состояние без жидкости на забое скважин. Продуктивные характеристики скважин при текущих пластовых давлениях и давлениях в системе сбора продукции позволят получить технологически достижимые расходы газа по скважинам, с учётом критериев наилучших условий системы. При этом в работе останутся скважины, работающие с накоплением жидкости на забое, но мы будем знать какие именно и вовремя принимать меры по интенсификации.
Алгоритм расчёта параметров скважин без учёта влияния наземной сети сбора продукции обладает рядом недостатков, главным из которых является некорректное распределение дебитов между скважинами и кустами. Как показала практика, после расчета потерь давления в шлейфах с реальными параметрами при таких дебитах и устьевых давлениях возникает следующая ситуация. Газ от кустов приходит к УКПГ с большим разбросом давлений, а по некоторым шлейфам - с предельно низкими давлениями (из-за того, что некоторые скважины остаются в работе с низкими устьевыми давлениями), что требует резкого увеличения степени сжатия ДКС.
В реальности же, основное регулирование системы осуществляется на входе в УКПГ «общей точкой сбора». Скважины могут быть полностью открыты. Такая схема наблюдается в период постоянной добычи при условии отсутствия каких либо текущих минимальных и максимальных ограничений по скважинам. Дебиты газа распределяются в зависимости от параметров газосборной сети, а давление на входе выдерживается практически одинаковым по всем шлейфам. Безусловно, в случае необходимости снижения отборов по отдельным участкам или кустам, давление на таких шлейфах удерживается на более высоком уровне и «дросселируется» до общего давления на входе. Дросселирование газа непосредственно на устьях скважин регулирующими устройствами (диафрагмы, штуцеры) до давления в шлейфе, проводят из-за геолого-технологических ограничений, таких как максимально возможная депрессия на пласт, скорость потока, либо значительное содержание механических примесей и жидкости в продукции. Ограничение может быть вызвано и наличием признаков подошвенных вод в жидкости выносимой из скважин. Как правило, на поздней стадии эксплуатации, регулирование осуществляется на входе в УКПГ «общей точкой сбора» с дросселированием газа непосредственно на устьях скважин штудирующими устройствами. Дросселирование - вынужденная мера, которая обеспечивает не превышение максимально допустимых дебитов (max депрессия, скорость потока, содержание механических примесей и капельной влаги).
В расчетах технологического режима работы скважин с учетом влияния параметров наземной системы сбора применяется следующий алгоритм распределения дебитов. Решается оптимизационная задача: насколько требуется понизить давление на входе в УКПГ для обеспечения требуемого расхода и соблюдения единого давления на всех шлейфах в точках входа в УКПГ.
Давление на входе постепенно снижается до тех пор, пока не будет достигнут заданный суммарный расход. В связи с этим, негативными моментами перехода на регулирование являются: - резкое изменение сложившихся технологических режимов работы всех скважин; - необходимость подбора на устьях скважин большого числа вариантов регулирующих устройств (диафрагмы, штуцеры); - проблематичность обеспечения корректного режима работы устьевых регуляторов (расход - перепад давления); - вероятность выбытия большого числа скважин, работающих с низкими дебитами; - уменьшение дебитов газа на регулируемых скважинах требует либо снижения общей добычи, либо увеличения дебитов скважин с большими значениями предельной депрессии (без непосредственного регулирования). Во втором случае, низкие устьевые давления высокодебитных скважин определят более быстрый темп падения давления на входе (и, соответственно, наращивание степени сжатия ДКС), могут возникнуть проблемы с преждевременным обводнением данных скважин. - снижение величины предельной депрессии приводит к большему числу скважин с регулированием и усугублению перечисленных негативных факторов. - любое дросселирование давления приводит к непроизводительным потерям пластовой энергии. Несмотря на ряд относительно негативных факторов, главным положительным моментом регулирования является возможность исключения из работы проблемных скважин. Например, ограничение депрессии позволит уменьшить добычу воды и уменьшить вынос механических примесей, что является одной из главных проблем разработки месторождения на поздней стадии. Таким образом, как в вариантах «общей точкой сбора», так и в случаях регулирования дебитов на устьях, темп снижения давления на входе в УКПГ определяется величиной заданного отбора газа.
