автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющих газовых залежей Крайнего Севера

На правах рукописи

ГОРДЕЕВ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 05.15.06

- Разработка л эксплуатация нефтяных 11 газопых месторождении

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ {[ЛУК

УФА 1998

Работа выполнена в Научно-технологическом центре предприятия "Надымгазпром" Российского акционерного общества «Газпром»

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

- докгор технических наук, профессор

НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ:

ЕРМИЛОВ О.М.

- капдидаг технических наук

ТЕР-СААКЯН Ю.Г.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

- доктор геолого-мннералогнческих наук, профессор

ТОКАРЕВ М.А.

- кандидат технических наук

ВАЛИ1ИИН Ю.Г.

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ: Управление геологии и разработки месторождений РАО "ГАЗПРОМ"

Защита состоится " 20 " марта 1998г. в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д.063.09.02. при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа-62,ул. Космонавтов, 1 С диссертацией можно ознакомиться в технической библиотеке УГНТУ

Автореферат разослан " 18 "февраля 1998г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ Диссертационного Совета, доктор физико-математических наук,

профессор

Р. Н. БАХТИЗИМ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Диссертационная работа посвящена исследованию эксплуатации скважин н регулирования разработки крупных сеноманских газовых залежей на примере Медвежьего месторождения. На основе промысловой информации и адаптированной геолого-математической модели определяются основные показатели разработки и особенности регулирования продвижения газоводяиого контакта. Исследуется влияние разновременного ввода скважин в эксплуатацию на их производительность и результаты промысловых испытаний выноса воды и песка с забоя скважин.

Актуальность. Север Тюменской области в настоящее время и в ближайшие 10-15 лет останется основным газодобывающим регионом Российской Федерации. В современных экономических условиях рентабельное развитие газодобывающей промышленности зависит от эффективности систем разработки, технологии и техники эксплуатации уникальных по запасам сеноманских газовых залежей Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда из двух основных объектов добычи (сеноманские залежи месторождений Медвежье и Уренгойское) извлечено свыше 50% начальных запасов газа и они вступили в стадию падающей добычи газа.

Цель работы. Совершенствование эксплуатации и регулирования разработки месторождений - гигантов при изменяющихся геолого-технологических условиях: динамики дренируемых запасов; разновременности ввода скважин в эксплуатацию; избирательном внедрении пластовой воды; сезонных колебаниях спроса на газ; ухудшении условий эксплуатации скважин.

Основные задачи исследования

1. Адаптировать геолого-математическую модель двухмерной не установившейся фильтрации газа и пластовой воды в неоднородных пористых средах применительно к истории разработки Медвежьего газового месторождения.

2. Исследовать влияние темпов отбора газа на продвижение газоводяно-

го контакта в сложившихся геотехнических условиях.

3. Изучить изменение производительности скважин при разновременном вводе их в эксплуатацию.

4. Определить условия очистки призабойной зоны скважин при активном внедрении пластовых вод.

Научная новизна

1. Предложена методика оценки начальных запасов путем решения обратной задачи теории разработки с использованием всех имеющихся гсоло-го-промысловых данных за период с начала эксплуатации месторождения Медвежье.

2. Впервые выявлено закономерное ухудшение условий самоочисткн загрязненной при бурении прискважинной зоны для скважин, пробуренных на различных стадиях эксплуатации месторождения, т.е. в зависимости от степени снижения пластового давления относительно первоначального на момент их освоения.

3. Разработана и внедрена методика оценки технологических режимов работы скважин, обеспечивающих вынос жидкости и мехпримесей с забоя при различных геолого-промысловых условиях их эксплуатации

4. Разработана и внедрена методика определения минимального (рационального) количества добывающих скважин, или числа скважин, которые целесообразно временно'остановить, для обеспечения требуемого отбора газа из месторождения при ограниченном "заказе на газ".

Методы исследований. В процессе исследований использовались базы данных геолого-промысловой и геофизической информации, геолого-газодинамическая модель залежи, разностные методы решения прямой и обратной задач теории разработки.

Достоверность полученных результатов и выводов. В работе использован геолого-промысловый материал, данные исследований наблюдательных и добывающих скважин в динамике за весь период разработки Медвежьего ме-

сторождения. Результаты работы подтверждаются практикой кот-роля за разработкой, применяются при составлении и анализе технологических режимов работы скважин, определении оптимального количества добывающих скважин,' необходимых для планового отбора, анализе результатов проводимых капитальных ремонтов и других работах в процессе разработки месторождений.

Практическая ценность

1. Установлено для сепоманских залежей: при вскрытии продуктивного пласта, когда давление в нем снизилось до величины происходит полная очистка призабойной зоны от фильтрата бурового раствора и восстановление первоначальной его продуктивности; если вскрытие продуктивного пласта произведено при пластовом давлении ниже 0,67Р1[л.на,,., полного восстановления первоначальных коллекторских свойств не происходит.

2. Обоснована величина критической скорости, обеспечивающей вынос жидкости и мехпримесей с забоя скважин при различных геолого-промысловых условиях их эксплуатации.

3. Показано, что остановка даже скважин одной из УКПГ на шесть месяцев не приводит к расформированию образовавшегося конуса обводнения.

4. Рассчитанная на перспективу динамика выбытия скважин из-за обводнения использовалась при составлении проекта реконструкции системы добычи газа на месторождении Медвежье.

Разработки автора использованы в следующих документах:

«Анализ разработки Медвежьего месторождения и предложения по увеличению коэффициента газоотдачи», 1985 г. (защищен в Мингазпроме СССР);' «Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения», 1996 г. (защищен в РАО "Газпром"); «Проект разработки сеноманской газовой залежи Юбилейного месторождения», 1996 г. (защищен в РАО "Газпром").

Апробация работы. Основные результаты неоднократно докладывались на заседаниях Центральной и Рабочей комиссий по разработке газовых, газокондеисатных, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хра-

нилищ газа (ПХГ) Мингазпрома СССР, а также Центральной и Рабочей комиссий по разработке РАО "Газпром", научно-технических советах предприятия "Надымгазпром", научных конференциях в гг. Надыме, Новом Уренгое, Ставрополе.

Публикации. Результаты исследований автора опубликованы в 10 печатных работах, в том числе одном научно-техническом обзоре; 5 статей опубликованы без соавторов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов. Диссертация содержит 123 страницы машинописного текста, включая 25 рисунков, 13 таблиц, список литературы из П8 наименований.

Автор выражает благодарность А.И. Березнякову, A.C. Гацолаеву, ОМ. Ермилову, А.Н. Лапердину, В.Н. Маслову,А.В. Назаряну, Г.И. Облекову, А.П. Попову, Ю.Г. Тер-Саакяну, В.А. Туголукову, И.М. Чуловой, JI.C. Чугуно-ву, Л.И. Яковуку и коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений УГНТУ за высказанные полезные советы и замечания при подготовке работы.

Во введении содержится краткий анализ работы по данной тематике.

Вопросам, рассматриваемым в диссертации посвящены работы З.С. Алиева, О.Ф. Андреева, К.С. Басниева, А.И. Березпякова, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, A.B. Динкова, О.М. Ермилова, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, Ю.П. Коротаева, В.Н, Маслова, Е.М. Нанивского, И.С. Немировского, В.В. Ремизова, Ю.Г. Тер-Саакяна, P.M. Тер-Саркисова, Л.С. Чугунова, А.И. Ширков-ского, П.Т. Шмыгля и других.

В первой главе анализируется текущее состояние разработки Медвежьего месторождения по данным промыслово-геологической информации, рассмотрены характерные черты разработки сеноманских газовых залежей Севера Тюменской области.

Показано, что уникальные размеры газовых месторождений Крайнего Севера предопределили поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежей. Такая схема освоения, как показала практика, является наиболее реальной, по в то же время приводит к различной выработке запасов газа по площади газоносности уже при выходе на проектный уровень годовых отборов. Данное обстоятельство обусловило виутрипластовые перетоки газа.

Практика разработки газовых месторождений показывает, что знание величин запасов, содержащихся в залежи в делом, недостаточно. Для принятия квалифицированных решений нужна достоверная информация о характере распределения плотности запасов по площади. На всех крупных месторождениях Крайнего Севера уточнение запасов, перетоки газа привели к необходимости добуривания скважин и перераспределению отборов газа по площади газоносности с целыо рационального использования пластовой энергии.

Для Медвежьего месторождения изучены закономерности распределения пластового давления по разрезу, что позволило сделать заключение об устойчивой газодинамической связи по вертикали, обеспечивающей равномерное снижение пластового давления по разрезу продуктивных отложений. Определено, что распределение давления по площади газоносности зависит от пяти основных факторов: особенности геологического строения, продолжительности эксплуатации, накопленной добычи газа, темпа отбора газа, характера проявления водонапорного режима. Анализ динамики газоводяного контакта (ГВК) свидетельствует, что в зонах отбора происходит активное внедрение подошвенной воды в газовую часть залежи, что способствует заметному замедлению темпа снижения пластового давления.

Подтверждением неоднородности фильтрационно-емкостиых свойств сеноманских газовых залежей является тот факт, что при устойчивой газодинамической связи по вертикали наблюдается два типа коллекторов, отработка которых идет различными путями. К первому типу относятся активно отрабатываемые, газ из которых при небольшой депрессии (до 0,5 МПа) поступает в

скважины в интервале перфорации. Ко второму типу относятся пассивно отрабатываемые, газ из которых через интервалы перфорации в скважины не поступает.

Отсутствие притока из этих коллекторов не означает, что содержащийся в них газ остается законсервированным - отработка их происходит в объеме залежи, что подтверждается двадцатипятилетним опытом разработки Медвежьего месторождения.

Таким образом, особенностью разработки сеноманских газовых залежей яыыклея: разновременность ввода в эксплуатацию и неравномерность разбу-ривания отдельных участков, неоднородность фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, наличие мощного активного водонапорного бассейна.

Во второй главе дано описание геолого-газодинамической модели (разностная сетка, система уравнений, начальные и граничные условия, идентификация модели), которая использовалась в данной работе. К настоящему времени накоплен и систематизирован большой объем геолого-промысловых данных, на основе которых автором разработаны методы адаптации модели по истории разработки месторождения Медвежье.

На основе адаптированной геолого-газодинамичсской модели автором уточнены начальные запасы по зонам отборов и месторождению в целом (таблица), проведен прогноз основных показателей разработки до 2010 г., решены задачи оперативного регулирования продвижения ГВК.

Направленность и объем потоков газа между зонами отборов зависят от начальной плотности запасов, начала и темпов отбора газа. Интенсивность перетоков газа по мере снижения пластовой энергии изменяется, а направленность остается прежней.

В целом по залежи интенсивность вторжения пластовой воды с 90-х годов составляет около 230 млн. м3 в год, обводнение составило 18.6 % от на-лального газонасыщенного объема.

Результаты модельных расчетов по зонам отборов месторождения Медвежье (на 1,07.1997г.)

УКПГ Начальные запасы, млрд.м' Дренируемые запасы, млрд.м3 Отбор газа с начала разработки, млрд.м3 Количество пластовой воды, млн. м3 Переток газа ! за 1996 г., млрд. м3

1 287 253 199,4 436 0

2 163 170 139,3 420 +0,5

3 150 171 142,8 329 4 0,3

4 346 240 185,5 538 -1,3

5 142 160 125,1 251 +0,1

6 106 130 117,4 222 + 1,3

7 119 135 106.2 177 + 1,0

8 157 167 128,7 214 +0,4

8а 193 90 41,4 149 -2,3

9 488 . 408 285,9 380 0

Всего 2150 1924 1471,7 3116

Первоначальный ввод в разработку УКПГ-2,3 определил начало потоков газа из районов УКПГ-1,4, в результате этого дренируемые запасы по УКПГ-2,3 больше начальных (и наоборот по УКПГ-1,4).

Большие отборы из УКПГ-б явились причиной образования минимальных значений пластового давления в данном районе. В результате дренируемые запасы здесь существенно больше начальных. Наибольшая плотность запасов в Центральном куполе и поздний ввод в разработку зоны отбора УКПГ-8а обеспечили направленность потока газа из этой зоны в район УКПГ-6 через зоны отборов УКПГ-8,7. В результате здесь дренируемые запасы существенно ниже начальных.

Из соотношения начальных дренируемых запасов и отборов (см. таблицу) видно, что начальные запасы УКПГ-6 наиболее полно отработаны, эксплуатация зоны отбора УКПГ-6 возможна в основном за счет притока газа из УКПГ-8а через УКПГ-8,7. На УКПГ-5,7,8 дренируемые запасы больше начальных, что объясняется значительным темпом отбора на УКПГ-6, интенсивностью и направленностью потоков газа.

Для зон отбора Южного купола наибольший темп обводнения наблюдается на УКПГ-4, наименьший - на УКГТГ-3. Максимальное обводнение имеет

место на УКПГ-2 - 33,1% от начатьпого газонасыщенного объема, минимальное - на УКПГ-1-19,4%. Для Центрального купола максимальный темп и степень обводнения наблюдаются на УКПГ-6, т.е. в зоне наибольшей отработки запасов.

Перспективными, с точки зрения дальнейшей добычи, являются УКГТГ- 1,4,9, для которых характерны наиболее высокие значения удельной добычи (количество добытого газа при снижении пластового давления на 0,1 МПа) и наименьшая огработка дренируемых запасов.

На все остальные УКПГ существенное влияние оказывает интенсивное внедрение пластовой воды, способствующей заметному замедлению темпа снижения пластового давления. Следовательно, реальные добывные возможности пласта (без учета компенсации снижения пластового давления подошвенной водой) в этих районах будут ограничены.

В настоящее время важным является определение динамики выбытия скважин из эксплуатации с определением конкретных скважин. Это связано с проектированием реконструкции систем добычи газа Медвежьего месторождения.

При проведении прогнозных расчетов отбор газа по месторождению принимался равным проектному, а по УКПГ - с учетом уточненного распределения плотности запасов. При этом учитывалась величина мощности ДКС перед каждой УКПГ. При достижении текущим ГВК нижней границы перфорационных отверстий учитывалась вероятность образования глинистых пробок, которые в каждом конкретном случае могли бы играть роль цементного моста. При необходимости перевода скважины на вышележащие продуктивные про-пластки учитывались вероятность вовлечения их в разработку и качество цементирования эксплуатационной колонны. Динамика выбытия скважин из эксплуатации явилась основанием для составления проекта реконструкции систем добычи газа месторождения.

На данном этапе разработки, при ограниченном заказе на газ, когда в ве-

сеннё-легний период приходится останавливать УКПГ, актуальным является изучение влияния остановок УКПГ или скважин на положение ГВК. Автором проведены газодинамические расчеты для двух вариантов. Оба варианта рассчитывались на проектную добычу. В первом варианте не предусматривалась остановка УКПГ, во втором варианте останавливались на шесть месяцев УКПГ -2,3,6 с уменьшением годовой добычи на 50 %, при этом по УКПГ-1,4,8,9 добыча соответственно возрастала.

Следствием уменьшения добычи на 50% по УКПГ-2,3 является увеличение давления защемления газа соответственно на 0,51 и 0,18 МПа к 2000 году. При этом обводнение зон отбора уменьшится всего на 0.2 и 0.1%. Увеличение добычи по УКПГ-1,4 на обводнение этих зон практически не окажет никакого влияния.

Выполненные автором исследования позволили сделать следующие выводы:

•на данном этапе разработки месторождения Медвежье возможности регулирования продвижения ГВК весьма ограничены, т.к. вода продолжает поступать по ранее сложившимся направлениям за счет перепада давления между водонапорной системой и газонасыщенной частью пласта;

•для заметного изменения сложившейся поверхности ГВК необходимы продолжительные остановки УКПГ (5 и более лет);

•на месторождении Медвежье в период заниженных отборов добычу следует производить без остановок УКПГ, посредством оптимального использования эксплуатационного фонда.

В третьей главе исследуется влияние разновременного ввода скважин в эксплуатацию на их производительность.

На месторождении Медвежье бурение и ввод в эксплуатацию дополнительного фонда скважин происходили в два этапа: в 80-е годы («дополнительный-!») и в 90-е годы («дополнительный-2»).

При строительстве скважин происходит ухудшение фильтрационных ха-

рактеристик околоскважинной зоны (03). Это явление сопровождается блокированием части-призабойной зоны пласта, что ведет к увеличению коэффициентов фильтрационных сопротивлений. После бурения скважины, перфорации, освоения и начала эксплуатации начинается расформирование 03.

Из опыта разработки месторождений Уренгойское, Ямбургское, Медвежье известно, что достижение потенциальной производительности газодобывающих скважин происходило через 2-3 года после начала эксплуатации при . высоких значениях пластового давления. Скважины, введенные в эксплуатацию позже, часто пополняли низкодебитный фонд, и с течением времени их производительность продолжала оставаться низкой (или увеличивалась незначительно).

Автор исследовал процесс восстановления фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) газодобывающих скважин. За основной параметр был принят коэффициент фильтрационного сопротивления «А». Из рис.1 следует, что у одной части скважин происходит значительное восстановление ФЕС в процессе эксплуатации (скв. 403, 405), а у другой - нет (скв. 454, 456). Для скважин, пробуренных и введенных в эксплуатацию при высоких значениях пластового давления, характерно интенсивное восстановление ФЕС в процессе эксплуатации (скв. 403, 405) и наоборот - для скважин 454, 456 процесс восстановления менее интенсивен.

На рис.2 показаны текущие значения коэффициента «А» на 1.07.1997г. . для скважин УКПГ-1,4 в зависимости от снижения пластового давления, при котором они вводились в эксплуатацию.

В зоне отбора УКПГ-1,4 расположено максимальное количество скважин добуренного фонда, и все они находятся в одинаковых геологических условиях. Здесь значение эффективной толщины варьирует от 70 до I Юм (в скважинах основного фонда - от 85м и выше), и для всех скважин газоотдающими интервалами преимущественно являются коллекторы третьей группы (открытая пористость 29,5-10,7%; проницаемость - 210-3500 х 10'15 м2).

¿> ы <л о

СО СО СО СО О)

ОТ О О) о о

Годы

-СКВ. 456

- скв.454

- скв. 405

- скв. 403

Рис. 1. Динамика коэффициента фильтрационного сопротивления «А» по скважинам месторождения Медвежье

о

С*

1,2 1

0,8 0,6 0,4 0,2 0

г

» ♦

! ♦ • ♦ ♦ 4 ♦ 1 *

♦ ♦♦ ♦♦ • • • * » ♦ ♦ ♦

* г' *» *

10 20 30 ' 40 50 60

Снижение пластового давления, % от начального

Рис. 2. Распределение значений коэффициента фильтрационного сопротивления «А» на 1.07.1997г. для скважин УКПГ-1,4 месторождения Медвежье в зависимости от снижения пластового давления, при котором они вводились в эксплуатацию

Из рис.2 видно, что скважины, введенные в эксплуатацию при снижении пластового давления на 43-55% от начального («дополнительный-2» фонд), имеют более высокие значения коэффициента «А» («А» среднее равно 0,384,

10 ~МПа2 сут/тыс.м3), чем скважины основного и «дополнительного-]» фондов, введенные в эксплуатацию при более высоком пластовом давлении («А» среднее равно 0,187, 10~2МПа2 сут/тыс.м3). Первоначальное значение фильтрационного коэффициента «А» для всех скважин достаточно высокое и варьирует в пределах 0,4-1,2,10"2МПа2 сут/тыс.м3.

Подобный анализ значения коэффициента «В» на 1.07.97г. дал равномерное его распределение по всем скважинам.

Таким образом, одной из причин низкой производительности скважин добуренного фонда является повышенное значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений после 5-6 - летней эксплуатации.

Автор исследовал основные факторы, влияющие на процесс формирования 03 в процессе бурения и освоения скважин и расформирования 03 в процессе разработки для всех групп скважин. К основным факторам относятся: плотность промывочной жидкости, величина репрессии при бурении и вскрытии пласта, величина депрессии при эксплуатации, градиент давления на стенке скважины при эксплуатации.

Объем внедрившегося в пласт фильтрата пропорционален величине репрессии в степени (1-тГ|с), где тгк- пористость глинистой корки. Установлено, что при различных значениях пористости глинистой корки увеличение внедрившегося в пласт объема фильтрата для скважин «дополнительного-1» фонда по отношению к основному составляет 1,5-2,1, а для скважин «дополнительного^» фонда - 2,3-4,6.

Из соотношения градиентов давления на стенке скважины на 1.07.97г. следует, что скважины «дополнительного-2» фонда эксплуатируются с существенно меньшими градиентами давления (в 1,4 - 2,4 раза).

Таким образом, снижение интенсивности восстановления ФЕС приза-бойной зоны пласта может быть обусловлено следующими причинами: увеличением объема фильтрата, внедрившегося в пласт за счет возрастания репрессии при бурении и вскрытии пласта; уменьшением величины градиента давле-

пня на стенке скважины за счет невозможности эксплуатации с высокой производительностью.

На рис. 3 показано распределение дебитов по всем добывающим скважи-. нам УКПГ-1,4 за 1997г. от снижения пластового давления, при котором они вводились в эксплуатацию. Из рис.3 видна поэтапность их ввода в эксплуатацию, т.е. «дополнительному-1» фонду соответствует снижение пластового давления от 22 до 33% от начального, «дополнительному-2» - 43-53%.

900 . I

♦ I

800 i ! ■ --------

! ♦ ♦

700 I ---------

i I

боо ■ . ----1---- -----

з : ♦ !

. 400 -----♦ » *----I

>g 300 ■ . ------------

. « ' « . ♦ *

! 200 -------

100 --------------- ■ - -

0 ---------------- - •0 , 10 20 30 40 50 60

Снижение пластового давления, % от начального

Рис .3. Распределение средних дебитов скважин по УКПГ-1,4 месторождения Медвежье ог снижения пластового давления, при котором произведен их ввод в эксплуатацию

Анализ производительности скважин показывает, что высокодебитными (более 500 тыс.м3 в сут.) являются только скважины основного и «дополнительного-!» фондов,'а значительная часть низкодебитных скважин (менее 300 тыс.м3 в сут.) принадлежит к «дополнительному-2» фонду, следствием чего является неравномерное распределение дренируемых запасов между скважинами различных групп.

Дренируемые запасы по основному фонду скважин выше, чем по «до-

полнительному-2»: по УКПГ-2 - в 9,7; УКПГ-1 - в 7,4; УКПГг 4 - в 5,2; УКПГ-5 - в 5,1; УКПГ-9, - в 6,4 раза.

Из вышеизложенного анализа следует, что у значительной части скважин «дополнителыгаго-2» фонда производительность продолжает оставаться низкой в случае их ввода в эксплуатацию при снижении пластового давления на 43-60% от начального в сравнении со скважинами, введенными в эксплуатацию при снижении пластового давления на 22-33% от начального.

Низкие текущие значения ФЕС, малая производительность скважин «до-полнительного-2» фонда объясняются тем, что у значительной части скважин после их ввода в эксплуатацию практически не происходит восстановления ФЕС.

По мнению автора, процесс очистки 03 зависит от пластового давления, при котором скважина введена в эксплуатацию, - при низких значениях давления пластовой энергии недостаточно для активного начала процесса очистки для существующей лучевой схемы газосборной сети.

Исследование разновременного ввода скважин в эксплуатацию позволяет сделать следующие выводы:

•для сеноманских залежей природного газа ввод скважин в эксплуатацию при снижении пластового давления до 33% от начального обеспечит потенциальную производительность скважин путем самоочистки при существующей лучевой схеме газосборной сети;

•оптимальные сроки ввода в эксплуатацию добуренных в процессе разработки скважин рекомендуется определять исходя из величины снижения пластового1 давления до 33% от начального;

•при строительстве и вводе в эксплуатацию скважин, когда пластовое давление снизилось более чем 33% от начального необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие наименьшее "загрязнения" околоскважинной зоны и улучшение условий эксплуатации (уменьшение плотности промывочной жидкости, т.е. репрессии, специальная обработка, применение эжекторных

технологий и т.д.).

В четвертой главе изучены условия эксплуатации скважин месторождения Медвежье в период падающей добычи газа.

При снижении пластового давления и дебита ухудшаются условия выно- ■ са жидкости с забоя скважин. Появление жидкости в продукции скважин связано как с подтягиванием подошвенных и контурных вод, негерметичностью цементного камня, так и с конденсацией паров воды в стволе скважины и при-забойной зоне пласта. Эксплуатация таких скважин осложняется низкими пластовыми давлениями и рабочими депрессиями на пласт, что не позволяет обеспечить необходимые условия для выноса жидкости с забоя скважин. Накопление сконденсировавшейся воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, снижению дебита (неконтролируемым остановкам), разрушению пласта-коллектор а и образованшо песчано-глинистых пробок, что в итоге приводит к снижению объемов добычи газа.

Исследования показали, что при небольших дебитах конденсация паров незначительна и накопления жидкости не происходит, а при высоких - вся конденсирующаяся вода выносится на поверхность: Это обстоятельство учитывается при установлении технологического режима работы скважин. В тех случаях, когда по каким-либо причинам технического или технологического характера реализация данного режима не представляется возможной (например, в период ограниченного заказа на газ), проводятся продувки скважин. На месторождении Медвежье в 1997г. в 72 скважинах продувки производились от 2 раз в неделю до 2 раз в месяц.

При эксплуатации с дебитами, не обеспечивающими вынос жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ), происходит выпадение конденсационной воды в стволе скважины, что приводит к увеличению столба жидкости на 1.5 -2.5 метра в сутки - для диаметра НКТ 168 мм. Это, в свою очередь приводит к гще более интенсивному выпадению конденсационной воды, в итоге - к уменьшению дебита и самозадавливанию скважины.

Из расчетов выполненных автором следует, что величина критического дебита (для скважин с диаметром НКТ 168 мм и среднего давления в стволе скважины 4,3 МПа), при котором происходит нарушение кольцевого режима течения, варьирует от 460 до510 тыс. м3/сут. (по критериям Безродного и Уол-лиса) и соответственно от 215 до 225 тыс. м3/сут. (по критериям Сорокина и Точигина).

Автором предложен прямой способ определения минимальных скоростей на башмаке НКТ для каждой конкретной скважины, обеспечивающий бесперебойную эксплуатацию. Сущность его заключается в том, что скорости (дебиты) определяются для каждой добывающей скважины при проведении стандартных газодинамических исследований (ГДИ). Исследование начинают на штуцере малого диаметра без предварительной продувки скважин. При наличии 112 забое скважины столба пластовой жидкости на штуцере малого диаметра не происходит очистки забоя скважины (рис.4, первый режим), о чем свидетельствует повышенное значение потерь давления в системе "пласт-устье скважины".

0,7

^ 0,65

"и 0,6

КО,55 х

£ 0.5

"о* 0,45

Ь 0,35 0,3

100

200

300

400

500

<3, тыс.м /суг.

Рис. 4 Резул ьтатыобработки газодинамических исследований скважины 1009 Медвежьего месторождения

Это объясняется тем, что интервал перфорации перекрыт столбом пла стовой жидкости (при высокой подвеске НКТ) или столб жидкости находится ]

НКТ. Очистка забоя начинается с дебитов, при которых скорость на башмаке НКТ достаточна для выноса жидкости (рис.4, второй режим). После определения дебита рассчитывается скорость на башмаке НКТ.

Для определения средней скорости, обеспечивающей вынос жидкости с забоя, были проанализированы результаты 63 газодинамических исследований на месторождении Медвежье за 1995 - 1997 гг.. Исследования выбирались таким образом, чтобы на первом режиме наблюдалось повышенное значение потерь давления в системе "пласт-устье скважины", т.е. на первом режиме еще присутствовал столб жидкости на забое скважины , а на втором - уже выносился. Предполагалось, что вынос жидкости мог бы начаться при дебите, находящемся между этими режимами. После определения дебитов рассчитывались соответствующие скорости на башмаке НКТ. Вся выборка была разделена на две части в зависимости от величин скоростей. На рис. 5,6 показаны интервалы скоростей (Ук ,я!с) в зависимости от пластового давления, при котором проводились ГДИ каждой скважины.

После анализа такого группирования было определено, что у первой выборки (рис. 5) при проведении 10 исследований с коллектором "Надым - 1" в 5 случаях вынос механических примесей происходил за пределами режимов 1,2 (рис. 4), как правило, на двух последних режимах, т.е. за границами выборки, а в 5 - механических примесей не было. Во второй выборке (рис. 6) при проведении 12 ГДИ с коллектором "Надым - 1" в 10 случаях вынос механических примесей начинался с режима 1 или 2, в остальных - механические примеси были обнаружены только на последнем режиме.

Автором предложена и внедрена следующая модель распределения вероятности начала очистки призабойной зоны пласта: на режиме 1 вероятность равна нулю, на режиме 2-1; распределение вероятности между режимами принимается пропорционально скорости.

5 4,5 4 3,5 3 2,5 2

1,5

С5 ТГ

О ГЛ

гч «о

00

Р, МПа

Рис. 5. Интервалы скоростей очистки забоя скважин месторждения Медвежье (выборка 1)

2 5 ^

4 3,5 3 2,5 2 1,5

I I I -I

т—I—Ь

^со^з- г^ооослооточтгпог^-^г-^ ЧО ЧЭ^ СО ~ о гч ГО *о ю г^ со

ГП (Л ГЛ П ГП ГП ^ ТГ тг" Т}-' ^Г 'с'

Р, МПа

Рис. 6. Интервалы скоростей очистки забоя скважин месторождения Медвежье (выборка 2)

В работе показано, что при скорости потока у башмака НКТ, равной 3,3 м/с, обеспечивается вынос пластовых жидкостей с вероятностью 0,97

(рис. 5), а при скорости 4,5 м/с (рис.б) - обеспечивается вынос пластовых жидкостей и механических примесей с вероятностью 0,95.

Автором предлагается следующее выражение для определения критического дебита:

д=К*ё2*Рзаб/(Тзаб^(1.„бДм5)) , (1) где (3 - дебит, тыс. м3 в сут.; с1 - диаметр НК'Г, м; Рзаб - давление на забое скважины, МПа; Тзаб - температура на забое скважины, град.К; Z (р^бл-м(>)~ ко~ эффициент сверхсжимаемости газа; для скорости 3,3 м/с -К=63,67, для 4,5 м/с -К=86,82.

Определение критических дебитов скважин (для диаметра НКТ 168 мм) по (1) показало, что при дебите 210-230 тыс. м3 в сут обеспечивается очистка забоя от пластовых жидкостей. Это подтверждается практикой эксплуатации.

Автором дополнен алгоритм расчета технологических режимов скважин, в котором предусмотрено условие их безостановочной эксплуатации. При этом критические дебнты для каждой добывающей скважины рассчитываются исходя из значений критических скоростей, определенных по вышеописанному способу, или по формуле (1) для скважин, в которых при проведении ГДИ не наблюдался вынос пластовых жидкостей.

Принципиально возможны два основных способа использования действующего фонда для обеспечения заданного суточного отбора газа по УКПГ: в первом используется весь добывающий фонд скважин УКПГ, а во втором -часть фонда.

Использование всех скважин промысла достигается путем регулирования отборов посредством штудирования потока газа в узле входа УКПГ или на каждой отдельной скважине, что в период заниженных отборов затруднительно, т.к. все скважины эксплуатируются ниже своих потенцнальных возможностей, а значительная их часть - в режиме самопроизвольной остановки.

По мнению автора, из двух способов использования действующего фонда скважин в весенне-летний период предпочтительным является второй способ,

предотвращающий безвозвратные потери природного газа и загрязнение окружающей среды из-за необходимости проведения частых продувок самозадав-ливающихся скважин, неизбежных в первом способе.

Автором разработана методика для определения оптимального количества добывающих скважин в зависимости от планового отбора и давления на входе в УКПГ, сущность которой состоит в определении и конкретизации скважин, подлежащих остановке, следствием чего является улучшение условий эксплуатации работающего фонда скважин.

Основные результаты и выводы

1. На основе адаптированной геолого-математической модели уточнены начальные запасы газа по месторождению Медвежье в целом и по зонам дренирования УКПГ.

2. Показано, что при сложившейся стратегии разработки и обустройства месторождений-гигантов возможность регулирования продвижения газоводяного контакта путем перераспределения отборов газа ограничена.

3. Установлено, что при регулировании разработки путем добуривания скважин необходимо учитывать ухудшение условий самоочистки призабойной зоны пласта.

4. Обосновано по промысловым исследованиям, что скорость начала выноса пластовой жидкости и механических примесей с забоя скважин, равная 4,5 м/с, превышает скорость начала выноса жидкости в 1,36 раза.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1.Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. Оперативный подсчет запасов и расчет количества внедрившейся пластовой воды, анализ отработки зон отбора для месторождения Медвежье И Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП "Надымгазпром". М.: ИРЦ Газпром, 1996. С. 9-12.

2.Гордеев В.Н. Прогноз обводнения месторождения Медвежье // Труды

молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летшо ДП "Надымгазнром". М.: ИРЦ Газпром, 1996. С. 22-23.

3.Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. Анализ перетоков газа между зонами отборов для месторождения Медвежье //Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП "Надьшгазпрои". М.: ИРЦ Газпром,1996.С.7-9.

4.Гордеев В.Н. Изучение отработки продуктивного разреза месторождения Медвежье при водонапорном режиме // Сб.науч.тр. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. Под редакцией проф. Вяхирева Р.И. М.: Наука, 1997. С. 221-228.

5.Анализ отработки дренируемых толщин крупных месторождений газа пластово-массивного типа Крайнего Севера (на основе длительной эксплуатации месторождения Медвежье) /В.В. Ремизов, J1.C. Чугунов, О.М. Ермилов, В.Н Гордеев, Ю.Г. Тер-Саакян, В.И. Васильев. //Обзор информ. ИРЦ Газпром. М, 1997.20 с.

6.К вопросу о повышении газоотдачи на заключительной стадии разработки при водонапорном режиме (на примере месторождения Медвежье) /В.В. Ремизов, JI.C. Чугунов, О.М. Ермилов, В.Н Гордеев, А.С Гацолаев // На-учно-техшгческий сборник, серия «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе»,ИРЦ Газпром. М., 1997. № 12. С. 3-14.

7.0 рациональном использовании эксплуатационного фонда скважин при их эксплуатации в период заниженных отборов, в период падающей добычи, при активном водопроявлении./ Л.С. Чугунов, Ю.Г. Тер-Саакян, Г.И. Обле-ков, В.Н Гордеев, В.А.Хидько // Научно-технический сборник, серия «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе».ИРЦ Газпром. М., 1997. № 12. С. 18-24.

8.Гордеев В.Н. Оперативный контроль и анализ состояния разработки месторождения Медвежье// Научно-технический сборник, серия «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожде-