Повышение эффективности эксплуатации газоконденстаных скважин изменением глубины спуска лифтовых труб на юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И ТЕРМИНОВ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЮРХАРОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 8
1.1 Современное состояние месторождения, перспективы развития 8
1.2 Основные показатели залежей Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения. 13
2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ 25
2.1 Осложнения при эксплуатации на завершающем этапе разработки газоконденсатных скважин месторождений на Крайнем Севере 25
2.2 Перспективные методы борьбы с «самозадавливанием» газоконденсатных скважин с возможностью реализации на Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении 32
2.3 Геолого-технические мероприятия по борьбе с «самозадавливанием» газоконденсатных скважин на поздней стадии эксплуатации, возможные к реализации на Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении. 35
2.3.1 Технологическая продувка скважин на ГФУ кустовой площадки 36
2.3.2 Применение поверхностно-активных веществ 37
2.3.3 Замена насосно-компрессорных труб 37
2.3.4 Сайклинг-процесс для поддержания пластового давления 39
2.3.5 Применение плунжерного лифта в газоконденсатных скважинах 40
2.3.6 Применение эжекторной технологии 42
2.3.7 Применение комбигазлифта 45
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 47
3.1 Разработка технологии спуска лифтовых труб с целью повышения эффективности эксплуатации газоконденсатных скважин 47
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 55
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 56
ПРИЛОЖЕНИЕ А 59

Весь текст будет доступен после покупки

На завершающей стадии эксплуатации газоконденсатных месторождений существуют проблемы по ухудшению извлечения запасов углеводородов из продуктивных пластов в связи с их обводнением и послдедующим «самозадавливанием». Это связано с тем, что при разработке месторождений преобладают трудноизвлекаемые запасы, характеризующиеся свойствами анамольности флюидов, низкопроницаемостью коллекторов, высокая степень слоистости и неоднородность пласта по фильтрационно-емкостным свойствам.
Согласно статистике по добыче природного газа, преобладает большая часть добычи сеноманского и валанжинского газа и газового конденсата на месторождениях в Западной Сибири, большинство из которых выработаны, встает вопрос об извлечении трудноизвлекаемых запасов и внедрению новых технологий увеличения времени работы газоконденсатных скважин.
Так как доразработка так или иначе связана с принятием решений по комплексу проблем, относящихся к завершающей стадии отбора газа и конденсата, что характеризуется снижением продуктивности падения пластового давления, фазовой проницаемости, отсутствие полного выноса жидкой фазы из призабойной зоны и лифтовых труб. Специфика отбора газа и конденсата учитывает систему скважин с большими диаметрами эксплаутационных колонн и лифтовых труб, кустовое местоположение скважин. Также влияют и суровые климатические условия с толщью многолетнемерзлых пород.

Весь текст будет доступен после покупки

2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ

2.1 Осложнения при эксплуатации на завершающем этапе разработки газоконденсатных скважин месторождений на Крайнем Севере

Закономерным периодом для жизни газовых и газоконденсатных месторождения является преобладание завершающей стадии эксплуатации сопровождающейся обводнением ПЗП и последующим их «самозадавливанием».
Решением проблем обводняющихся и «самозадавливающихся» скважин и увеличению их производительности занимались представители научного сообщества такие как: Алиев З.С., Басниев К.С., Васильев Ю.Н., Власенко А.П., Гриценко А.И., Гужов А.И., Долгушин Н.В., Клапчук О.В., Коротаев Ю.П., Кучеров Г.Г., Меньшиков С.И., Мищенко И.Т., Муравьев В.М., Одишария Г.Э., Рассохин Г.В., и другие, зарубежные представители - Грей Х.Е., Дуклер А.Е., Ли Дж.Ф., Тернер Р.Дж., Уэллс М. Маскет М., и др.
Рассохин Г.В., в своих трудах выделяет следующие основные стадии [4]:
1. Ранняя стадия, которая обычно сопоставимо с нарастающим отбором эксплуатации месторождений опытно-промышленным путем.
2. Основная стадия, которая учитывает темп отбора газа, что непостоянна в значении величины.
3. Завершающая стадия, характеризующаяся уменьшением суммарного отбора газа, снижением пластового давления, и как следствие, требующая ввода ДКС.
Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С., в своей работе [5] предлагают на завершающей стадии выделить период доразработки месторождений на энергоемкий местный потребитель, при этом существенно преобладает снижение пластового давления, так как подача газа по трубопроводам является не рентабельной.
Осложнение добычи газа и газового конденсата также обусловлена наличием воды, присутствующей в газе и требующей поддержания некоторого минимального дебита газа, необходимого для ее выноса на поверхность. В случае если дебит газа недостаточый, жидкая фаза не выносится и скапливается в лифтовой колонне и на забое, в результате происходит «самозадавливание» скважины. Так как текущие остаточные запасы месторождений Западной Сибири составляют триллионы кубических метров, встает вопрос об извлечении газа при пониженных пластовых давлениях.
Задавливание скважин жидкой фазой учитывает два промыслово-технологических фактора. Первый фактор относится к малым значениям скорости газовых потоков в стволе скважины на завершающей стадии из-за применения больших диаметров лифтовой трубы. При проектировании разработки крупных газовых месторождений Крайнего Севера было принято техническое решение об эксплуатации скважин насосно-компрессорными трубами большого диаметра, что дало возможность на период основного периода добычи уменьшить потери в стволе за счет снижения скорости газа при высоких дебитах. Однако на завершающей стадии вследствие уменьшения пластового давления понижается способность выноса жидкой фазы.
Второй фактор учитывает наличие большой толщи вечномерзлых пород, преобладающих в стволах эксплуатационных скважин. Поскольку пластовый газ водонасыщен (в сеноманских залежах остаточная водонасыщенность пласта доходит до 30%), температура газа по мере его подъема по лифтовой трубе понижается, и вода может конденсироваться в НКТ и оседать на ее стенках, образуя пленку. В результате даже до обводнения дренируемой области конденсационная вода, несмотря на ее относительно небольшое содержание в газе, также приводит к «самозадавливанию» скважин.
Данные факторы и их влияния не учитываются при проектировании, снижение пластового давления в процессе может привести к осложнениям при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Поэтому условия и система разработки большинства месторождений в
Сибири обусловлены закономерностями, выделяющимися в группы:
- уникальные остаточные запасы газа;
- низкие пластовые давления;
- высокая продуктивность газовых и газоконденстаных скважин, хотя и существенно меньшая, чем на основной стадии разработки;
- относительно невысокий водогазовый фактор;
- большие диаметры лифтовых труб;
- холодные климатические условия;
Вяхирев Р.И., утверждал, что данные особенности позволяют анализировать работу скважин месторождений, проводить разработку технологических и технических решений для дальнейшей эксплуатации [6].

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки