Выбор режима работы скважин на западнотароксалинском месторождении

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
1 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 7
1.1 Краткие сведения 7
1.2 Газоносность 8
1.3 Запасы углеводородов 12
1.3 Физико-химические свойства газа и конденсата 13
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ 16
2.1 Текущее состояние разработки 16
2.2 Промысловые газоконденсатные исследования скважин 21
2.3 Анализ обводнения залежи 24
2.4 Анализ состояния фонда скважин 29
2.5 Повышение продуктивности газовых и газоконденсатных скважин 35
3 ВЫБОР РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН НА ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 47
3.1 Нормы технологического режима 47
3.2 Выбор технологических режимов эксплуатации скважин 48
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 53
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 54

Весь текст будет доступен после покупки

Технологический режим эксплуатации скважины представляет собой совокупность параметров, устанавливающих режим эксплуатации с учетом геолого-технических и технологических ограничений. Технологический режим эксплуатации скважины (ТРЭС) обеспечивает условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, при которых поддерживается благоприятный газовый поток, эксплуатация скважины, оборудования и сооружений осуществляется безаварийно, а достигается наивысшая нефте- и газоотдача при условии охраны недр и окружающей среды.
Технологическое функционирование скважин также должно учитывать сезонные колебания расхода газа. ТРЭС составляют, как правило, ежемесячно, фиксируя в паспорте скважины наряду с капитальным и текущим ремонтами и остальными работами.
Проведен анализ установившихся технологических режимов скважин на Западно-Таркосалинском нефтегазоконденсатном месторождении. Установлено влияние распространенных технологических режимов на добывающие возможности скважин, в особенности влияния на: абразивный износ оборудования, разрушение призабойной зоны пласта, а также самозадавливание скважин и выноса песка.

Весь текст будет доступен после покупки

Западно-Таркосалинское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого округа (рисунок 1.1). Месторождение открыто в 1972 г. в результате бурения поисковой скважиной № 2Р, заложенной с целью выяснения перспектив нефтегазоносности сеноманских отложений Западно-Таркосалинской площади.
Залежь пласта ПК1 находится в промышленной разработке с января 1996 г. в соответствии с «Проектом разработки Западно-Таркосалинского месторождения».
Разработка нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского месторождения ведется с 1999 г. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки газоконденсатных залежей нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр № 153-Г от 14.12.2010). В настоящее время в разработку вовлечены пласты ПК221 (I эксплуатационный объект), БП5, БП62, БП71
(III эксплуатационный объект), БП91, БП101 (IV эксплуатационный объект), БП111, БП121(V эксплуатационный объект).
Лицензия СЛХ № 02202 НР от 01.12.2008 на право геологического изучения и разработку сеноманской газовой залежи (пласт ПК1), нефтегазоконденсатных залежей меловых и юрских отложений на территории Западно-Таркосалинского лицензионного участка принадлежит ОАО «Газпром добыча Ноябрьск».
Через территорию Западно-Таркосалинского лицензионного участка проходят ветки трёх продуктопроводов: конденсатопровода «Уренгой–Сургут», нефтепровода «Тарко-Сале–Пурпе» и газопровода «Уренгой–Челябинск». Что касается газопроводов, то в 30 км к югу и 23 км к востоку от границы лицензионного участка проходят ветки трубопроводов «Тарасовский–Губкинский» и «Ханчейское–Уренгой»

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ

1.2 Газоносность
В пласте ПК1 выявлена одна газовая залежь. Залежь вскрыта 136 скважинами, из них четыре эксплуатационные скважины (№ 211, 221, 223, 302) пробурены на нижние горизонты. Семнадцать эксплуатационных скважин также пробуренных на нижние горизонты, но по которым нет данных ГИС на пласт ПК1, не учитывались. Из 136 скважин – 39 поисково-разведочных и 97 эксплуатационных. Залежь вскрыта на абсолютных отметках от минус 970,3 м (скважина № 1063) до минус 1057,8 м (скважина № 18).
Продуктивность залежи подтверждена опробованием 10 поисково-разведочных и 88 эксплуатационных скважин. В 10 поисково-разведочных скважинах испытано 13 объектов, во всех получены фонтаны газ дебитами от
254 тыс. м3/сут на шайбе 12,02 мм (скважина № 6) до 803 тыс. м3/сут на шайбе 24,02 мм (скважина № 1). Входные дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 560,6 тыс. м3/сут на шайбе 22,28 мм (скважина № 1033) до
744,9 тыс. м3/сут на шайбе 22,28 мм (скважина № 1133)
Поскольку по типу залежь пласта ПК1 массивная, водоплавающая, то информацию о положении ГВК дают все скважины, пробуренные в контуре газоносности.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ разработки залежей нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исполн. Юшков Ю.Ф. – Тюмень, 2007.
2. Рамазанова Э. Э., Прикладная термодинамика нефтегазоконденсатных месторождений [Текст] : учебник / Э. Э. Рамазанова, Ф. Г. Велиев— М.: «Недра», 1986. - 223 с.
3. Сазонов А.А. Ликвидация скважин различного назначения. Учебное пособие, - М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2009, 477 с.
4. ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации». – ХОЗУ Миннефтепром, 1989. – 37 с.
5. Проект разработки нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз», «СибНИиНП»; Отв. исполн. Нанивский Е.М., Юшков Ю.Ф. и др. – Тюмень, 1991.
6. Корректировка проекта разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосалинского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исполн. Маслов В.Н. – Тюмень, 1999.
7. Арнольд К. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов [Текст] : справочник / К. Арнольд, М. Стюарт. Перевод с английского. — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2012. – 630с.
8. Рафиков Р.А., Совершенствование технологического сепарационного оборудование подготовки газа, «Агентство международных исследований», Сборник статей по итогам Международной научно-практической конференции Часть 1, Стерлитамак, 2017 – С. 61-63.

Весь текст будет доступен после покупки