Анализ и обоснование применения технологии концентрических лифтовых колонн Медвежьем месторождении

ЗАДАНИЕ НА РАЗРАБОТКУ МАГИСТЕРСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ……..
АННОТАЦИЯ………………………………………………………………….
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИМЕНЯЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ……………..
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ. ГЕОЛОГО-
ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Геолого-физическая характеристика региона
1.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия
1.3 Характеристика Медвежьего месторождения
Глава 2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
2.1 Анализ фонда скважин Медвежьего месторождения
2.1 Осложнения при разработке Медвежьего месторождения
2.2. Анализ падения давления на месторождении
2.4 Энергетический анализ
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ
ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ
УГЛЕВОДОРОДОВ
3.1 Проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление
призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы
3.1.1 Технология укрепления призабойной зоны НТФ Атомбиотех
3.1.2 Технология компании укрепления призабойной зоны Sand Trap
3.1.3 Комплексная технология по укреплению ПЗП и селективной
водоизоляции притока пластовой воды
3.2 Периодическая продувка ствола скважины с выпуском газа в
атмосферу
3.3 Обработка забоя скважин твёрдыми и жидкими ПАВ
3.4 Замена НКТ на трубы меньшего диаметра
3.5 Использование плунжерного лифта
3.6 Закачка газа в межтрубное пространство
Глава 4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАЗРАБОТКИ И ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ
4.1 Конструкция скважин
4.1.1 Конструкция забоев скважин
4.1.2 Обвязка устья скважин
4.2 Технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым
колоннам
4.3 Подземное и надземное оборудование применяемое для производства и
повышения эффективности разработки и добычи углеводородов
4.3.1 Регулируемое дроссельное устройство
4.3.2 Расходомерное устройство
4.3.3 Регулирующий клапан
4.3.4 Управляющий комплекс
4.3.5 Устройство для спуска ГНКТ
4.3.6 Трубодержатель
4.3.7 Инжектор
4.4 Основания для перевода скважин на эксплуатацию по
концентрическим колоннам
4.5 Система сбора продукции нефтяных скважин Медвежьего
месторождения
4.5.1 Подготовка газа до товарного качества
Глава 5 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ
5.1 Опыт эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам
5.2 Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации
скважин, устьевого и внутрискваженного оборудования
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ

Весь текст будет доступен после покупки

В Западной Сибири добывается 70 % российской нефти и 91 % российского газа. Одна из ключевых ролей в этом принадлежит сеноманскому газу, количества ресурса которого достаточно велики. На данный момент добыча газа сеноманских залежей, в процентном соотношении, составляет порядка 80% в общем балансе добычи газа в России. Места добычи газа весьма развиты как в социальном, так и экономическом отношении, а значит, у них имеется приоритет освоения.
Таким образом, для поддержания уровня добычи газа на должном уровне на месторождениях, которые уже находятся на поздних стадиях разработки, а также принятия эффективных решений по эксплуатации остающегося внутри них низконапорного газа, необходимы современные новейшие научно-технические и технологические решения. А значит, для этого требуется комплексный подход к проведению своевременной модернизации и технического перевооружения промыслов, управлению разработкой месторождений на базе внедрения инновационных решений, проведения и оптимизации режимов работы промыслового оборудования.
Одним из увенчавшихся успехом примеров реализации подобного подхода к разработке и ее проблемам служит Медвежье месторождение. Начиная с 1972 года ООО «Газпром добыча Надым» на его территории осуществляет добычу газа, до десятых годов эксплуатация залежи осуществлялась по «Проекту доразработки сеноманской сеноманской газовой залежи Медвежьего газоконденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации», но в 2010 году был выполнен новый документ, в котором упор был сделан на модернизацию оборудования промысла с учетом современных реалий эксплуатации промыслов и разработки месторождения. Главными проблемами на месторождениях, достигших завершающих этапов разработки являются: обводнение залежей, интенсивные водо- и песко- проявления при работе скважин, снижение добывающих способностей пласта и продуктивности скважин, физический и моральный износ промыслового оборудования, который, следовательно, требует периодического обновления и, соответственно, немалых капитальных вложений в реконструкцию и техническое переоборудование объектов.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Представленное на рисунке 1 Медвежье месторождение, было открыто в 1967 году, оно располагается в Ямало-Ненецком автономном округе и входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. К 1971 году на территорию месторождения прибыли члены экспедиции от института СибНИПИгаз (на данный момент - ООО«ТюменНИИгипрогаз»). Их первой задачей стояло исследование разведочной скважины №7, рассматривавшейся в качестве кандидата для обеспечения газоснабжения поселка Пангоды. Далее были организованы еще несколько бригад исследователей, которые попеременно находились на промысле, сменяясь каждые полтора-два месяца.
Медвежье месторождение является одним из первых уникальных газовых месторождений Тюменского Севера, а потому со стартом его разработки, «Мингазпромом» была поставлена крайне сложная задача перед проектным институтом: научную проработку проблемы бурения скважин повышенных диаметров обсадных колонн в условиях многолетнемерзлых пород. Начиная с 1972 года, были утверждены рекомендации института по технологии бурения и эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты. Проектировщики внесли предложения по эксплуатации скважин больших диаметров, что должно обеспечивать дебит в размере 1–1,5 млн. куб. м газа в сутки. В то же время, отдел крепления скважин на Межвежьем опробовал двухколонную конструкцию скважин, которая с тех пор вошла в обиход и сейчас применяется повсеместно. Однако, самым значимым технологическим прорывом на Медвежьем можно считать то, что там впервые за всю историю газовой отрасли России был применен эффективный метод кустового бурения: на одной площадке единовременно располагалось от 3 до 5 скважин.

Рисунок 1 - Обзор расположения Медвежьего месторождения
Ямало-Ненецкий автономный округ является одним из субъектов Российской Федерации. Он располагается в северо-западной части Азиатской России, частично раскинувшись за Северный полярный круг. Территориально округ включен в состав Тюменской области. С севера он омывается водами Карского моря, а в его состав входят острова Белый, Олений, Шокальского и другие.
Округ расположен в пределах Западно-Сибирской равнины и частично на Полярном Урале, там преобладают низменности, высотой до 100 м, в сочетании с участками пологоволнистого рельефа, высотой до 200 м. Наиболее крупные низменности — Надымская, Пурская, Мессояхская, Тазовская Нижнеобская; а возвышенности – Ненецкая, Полуйская, Пур-Тазовская, Нижнеенисейская (отроги) и Среднетазовская. Многие низменности заболочены, большое количество вечномерзлых форм рельефа (бугры, термокарстовые котловины, и прочие). Южная граница образуются Сибирскими хребтами, а чуть западнее долины Оби тянется Мужинский Увал, высотой до 290 м, который переходит в предгорья и среднегорья Полярного Урала (высота до 1472 м, высшая точка района – гора Пайер).
1.1 Геолого-физическая характеристика региона
Часть Ямало-Ненецкого автономного округа, заполненная равнинами, располагается в районе Западно-Сибирской платформы (плиты) и приурочевается в самой погруженной части Внутреннего тектонического региона к расчлененной Ямало-Тазовской мегасинклизе. Она, в свою очередь, зачисляет в себя ряд глубоких впадин: Усть-Енисейскую, Надым-Тазовскую, Ямало-Гыданскую и Пурский Желоб. В то же время, на фундаменте Карело-Байкала, покрытом складками и интенсивно обработанным рифтогенезом в рифей-палеозое и раннем мезозое, палеозойские карбонатные отложения залегли у основания мезо-кайнозойского терригенно-осадочного чехла. В районе наибольшего затопления, то есть на северо-востоке, общая мощность развернутого покрова лишь едва превышает 10 км. Осадочный чехол Ямало-Тазовской мегасинеклизы, в свою очередь, имеет сформировавшийся внутри газонефтяной суббасейн, который является частью Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, и имеет ритмическую структуру: на нем четко выделяются большие регрессивно-восстановительные и трансгрессивный циклы. Ключевые продуктивные интервалы этого чехла взаимосвязаны с отложениями апт-альба (нефтегазоносными), верхнемелового сеноман-туронского (по большей части газоносными) и неокомского (конденсатно-нефтеносными) периодов нижнего мела, верхней и средней юры (конденсатно-нефтеносными).

Весь текст будет доступен после покупки

1.Ваганов Ю.В. Изоляция притока пластовых вод с помощью колтюбинговой установки на газовых месторождениях Западной Сибири / Ю.В. Ваганов, А.В. Кустышев, Э.Ш. Мамедкаримов // Время колтюбинга. - 2013. - №2 (044). - С.30-36.
2.Величкин А.В. Способы повышения надежности работы низкодебитных скважин в условиях их обводнения // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1. - С.40-41.
3.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд.2, перераб. и доп.М. "Недра", 1971г, стр.312.
4.Дикамов, Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: диссертация. кандидата технических наук: 25.00.17/Дикамов Дмитрий Владимирович. - М., 2011. - 102 с.
5.Дикамов Д.В. Техника и технологии для эксплуатации месторождений на заключительной стадии разработки // Газовая промышленность. - 2014. - №9.
6.Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Зотов Г.А., Алиев З.С., М., "Недра", 1980. - 301 с.
7.Козинцев А.Н. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его использования / Козинцев А.Н., Величнин А.В. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1. - С.10-12.

Весь текст будет доступен после покупки