25351 (686811), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 115 млрд. м³. Максимальный годовой отбор был достигнут в 1994 году и составил 78 млрд.м³. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов (см. таблицу показателей разработки). Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4, (отбор на этой установке в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1999 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ – 2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ – 1,4 они превышают проектные.

По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской залежи ТНГКМ работали 4 УКПГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-3 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 28 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ – 3,4 и составляют соответственно 208, 552 млрд. м³ газа (см. таблицу №3.2)

Таблица №3.2

УКПГ	01.91 г	01.92 г.	01.93 г	01.94 г	01.95 г	01.96 г	01.97 г.	01.98 г.	01.99 г.	2000 г.
УКПГ-1	653	662	682	657	653	640	635	634	628	625
УКПГ-2	722	692	666	660	696	684	676	671	665	660
УКПГ-3	501	520	537	546	620	605	605	581	561	552
УКПГ-4	-	-	-	-	59	111	166	190	201	208
Месторож-дение	2974	3033	3181	3492	3678	3718	3739	3727	3685	3676

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54, ата. В зонах УКПГ – 4,3 пластовые давления составляют соответственно 64,4 и 86,9 атм. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 4,3 до 4,8 атм (см. табл. показателей). Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65 ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.

Итак, месторождение по сеноманским отложениям находится в фазе активного пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.

Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000–2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение участков, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.

Технологические показатели разработки представлены в таблице №3.1.

3. Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах

Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:

1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;

2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

4. Двучленная формула притока

4.1 Фильтрация по двучленному закону

Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид

, (5.1)

Выразим скорость фильтрации через массовый расход

(5.2)

и подставим в формулу (5.1):

. (5.3)

Разделив переменные и введя функцию Лейбензона

, (5.4)

получим:

. (5.5)

Интегрируя последнее уравнение в пределах от r_с до R_к, от Р_с до Р_к получим:

. (5.6)

Переходя от функции Лейбензона к давлению по формуле

(5.7)

для совершенного газа найдем из (5.6) уравнение притока к скважине:

, (5.8)

где

, (5.9)

. (5.10)

Здесь А и В-коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для данной скважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины при установившихся режимах.

Уравнение притока реального газа к скважине по двучленному закону фильтрации имеет вид

. (5.11)

4.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации

Рис. 5.1. Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине

Для несовершенной скважины (рис. 5.1) коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В принимают вид:

, (5.12)

. (5.13)

и – коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.

, (5.14)

, . (5.15)

Обе последние формулы – приближенные, они имеют место при значениях b>>R₁.

и – коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.

определяется по графикам В.И. Щурова

Для предлагается приближенная формула

, (5.16)

N – суммарное число перфорационных отверстий,

– глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

5. Технология проведения исследований

Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.

1. Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. Рис. 6.1).

3. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Характеристики

Список файлов курсовой работы