Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

Изменение k(P_пл) и l(P_пл) связано двумя процессами: снижение пластового давления залежи, разрабатываемого на истощение и созданием депрессии на пласт при эксплуатации скважин.

В результате подъема ГНК уменьшается газонасыщенная толщина пласта, изменяются коэффициенты несовершенства скважины по вскрытию С₁ и С₂. За счет этого происходит увеличение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления, а значит ухудшение фильтрационных свойств пласта.

На месторождении за положением ГНК осуществляет контроль геологический отдел, проводятся периодические замеры положения ГНК в контрольных и наблюдательных скважинах. Изменение положения ГНК по УКПГ, кустов и одиночных скважин может существенно влиять на величину коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления, особенно призабойной зоны может происходить при уменьшении толщины пласта в результате подъема ГНК, вскрытия толщины пласта после образования песчаной пробки (искусственный забой), а также уменьшения проницаемости и макрошероховатости в результате снижения пластового давления. Такие изменения возможны в начале разработки при создании значительных депрессий на пласт в призабойной зоне.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления может также происходить в результате загрязнения призабойной зоны, образования водоконденсатных пробок при неправильно рассчитанных скоростях потока смеси, а также при увеличении коэффициента сверхсжимаемости в процессе падения пластового и забойного давления меньше 10 МПа. Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит в результате уменьшения вязкости по мере снижения пластового давления.

Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит также после проведения СКО, ССКО СКВ, ГРП, избирательных кислотных обработок с помощью «Койлтюбинга». В процессе разработки залежи пластовое давление снижается, и в результате происходит деформация скелета пластовых пород, что приводит к ухудшению коллекторских свойств (пористость, проницаемость), т.е. коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В увеличиваются [4].

2.5 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны УКПГ-8

2.5.1 Порядок расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления

Рассчитываю по известному пластовому давлению на текущий год разработки состав газа. В процессе разработки Оренбургского НГКМ проводились лабораторные исследования компонентного состава пластовой смеси.

В результате накопленных данных ООО «ВолгоУралНИПИгазом» были определены эмпирические зависимости определения содержания компонентов в пластовой смеси в процессе разработки, в зависимости от изменения пластового давления по зонам Оренбургского НГКМ.

На 1 квартал 2011 года пластовое давление по скважинам представлено в таблице 2.1:

Таблица 2.1 - Величина пластового давления по данным технологического режима ГПУ

№ скважины	517	526	8002
Pпл, МПа	3,7	3,17	3,7

Для данных давлений рассчитываем состав пластовой смеси по эмпирическим зависимостям ООО «ВолгоУралНИПИгаза»;

Рассчитываем псевдокритические параметры пластовой смеси.

Зная статическое устьевое давление, уточняем с помощью барометрической формулы пластовое давление методом последовательных приближений.

Рассчитываем забойное давление и забойную температуру согласно приведенному алгоритму на пяти режимах исследований.

Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графоаналитическим методом.

2.5.2 Расчет состава пластовой смеси на примере скважины 517 УКПГ-8

Расчетные формулы и результаты расчета компонентного состава пластовой смеси представлены в таблице 2.2 и таблице 2.3:

Таблица 2.2 - Расчетные формулы компонентного состава пластовой смеси

Компонент пластовой смеси	Формула расчета
СН4	0,0006033·Р3 -0,0280818·Р2 +0,3167298·Р+83,655
С2Н6	-0,0000673·Р3 +0,0032164·Р2 - 0,0483019·Р+4,099
СЗН8	-0,0001239·Р3 +0,0054560·Р2 - 0,0710781·Р+1,918
n-С4Н10	0,00001031·Р4 -0,00061675·Р3 +0,01337759·Р2 -0,11621198·Р+1,138
С5+В	- 0,000002·Р5+0,0001207·Р4-0,0029916·Р3+0,041428·Р2 -0,2491576·Р+1,085
N2	0,0000556·Р3 -0,0028501·Р2 +0,0383208·Р+5,154
Н2S	-0,0000648·Р3+0,003107·Р2 -0,0455661·Р+2,4165
СО2	0,0000596·Р2 -0,0021938·Р+0,841

Таблица 2.3 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси

- плотность известного состава пластовой смеси определяется по формуле

, (2.3)

где x_i - объемное ( молярное ) содержание в % i компонента;

p_i - плотность газа i компонента, кг/м³

- относительная плотность по воздуху определяется по формуле

, (2.4)

где p_в - плотность воздуха, кг/м³

- молярная масса пластового газа определяется по формуле

, (2.5)

где M_i - молярная масса i компонента, кг/кмоль.

- псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле

(2.6)

где Р_кр.i - критическое давление i компонента, МПа

- псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле

, (2.7)

где Т_кр.i - критическая температура i компонента, К

- фактор ацентричности молекул отдельных компонентов определяется по формуле

, (2.8)

где ?_??????фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Для пластовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы

, (2.9)

,

Где , (2.10)

- газовая постоянная определяется по формуле

, (2.11)

где R_i - газовая постоянная отдельных компонентов, м/К

- приведенное давление пластового газа определяется по формуле

, (2.12)

где Р - фактическое давление, МПа

- приведенная температура пластового газа определяется по формуле

, (2.13)

где Т - фактическая температура, К

- изобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле

, (2.14)

где g_i - массовая доля i - го компонента, доли единиц;

С⁰_рi - изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Р_ат i - го компонента, ккал/кг·К

2.5.3 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга - Робинсона

Для упрощения дальнейших расчетов коэффициента сверхсжимаемости найдем аппроксимирующую зависимость по следующему алгоритму

, (2.15)

Или , (2.16)

где , (2.17)

, (2.18)

, (2.19)

, (2.20)

, (2.21)

, (2.22)

, (2.23)

(2.24)

2.5.4 Расчет пластового давления

Определяем ориентировочное значение пластового давления Р_пл.ор. по известному статическому давлению на устье, Р_ст.у

Очевидно, что у долго простаивающей скважины Р_пл = Р_з, Т_пл = Т_з

Тогда в 1 приближении Р_ср=(Р_ст.у.+Р_пл)/2, найдем Z от Р_ср по эмпирической зависимости коэффициент сверхсжимаемости Z_ср По барометрической формуле (2.25) вычислим значение Р_пл.ор. в 1 приближении.

, (2.25)

где Рґ_пл.ор. - ориентировочное пластовое давление, МПа;

Р_ст.у. - статическое давление на устье скважины, МПа;

- относительная плотность;

Z_ср - коэффициент сверхсжимаемости при среднем давлении;

H - расчетная глубина скважины, м (расстояние от середины перфорации или середины газонасыщенного интервала до устья скважины)

Далее во 2 приближении Р_ср = (Р_ст.у. + Р'_пл.ор.)/2, находим Z'_ср, Т'_ср, и вычисляем аналогично по формуле (2.25) P”_пл.ор. и т.д.

Трех приближений, как правило, достаточно.

Т_ср - средняя температура определяется формулой

, (2.26)

где Т_пл - температура пластовая, К

Т_н.с. - температура нейтрального слоя, К

2.5.5 Расчет давления на забое скважины

Рассчитываем методом последовательных приближений, используя формулу Адамова. После проведенных исследований на стационарных режимах и расчета пластового давления были получены следующие данные:

- Р_пл, Р_у, Q_г, Т_пл, Т_у;

- геометрические параметры конструкции скважин.

Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление. Расчет забойного давления при отсутствии жидкости в продукции скважины

, (2.27)

где , (2.28)

, (2.29)

где Р_у - устьевое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

- относительная плотность газа;

H - глубина скважины, м;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р_ср и Т_ср;

Т_ср - средняя температура в скважине, К.

, (2.30)

где Т_у - температура на устье скважины, К;

Т_з - температура на забое скважины, К.

, (2.31)

где ? - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;

D_ф.т. - внутренний диаметр фонтанных труб, м;

- абсолютная шероховатость, м.

Обработка результатов исследований производится по уравнению притока газа к скважине:

Р²_пл - Р²_з = А?Q + B?Q² , (2.32)

где Р_з - забойное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

А - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, МПа²?сут/тыс.м³;

В - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, (МПа?сут/тыс. м ³)²;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут.

По результатам исследований строят индикаторную линию зависимости:

?Р² = Р²_пл - Р²_з = f(Q) . (2.33)

Данная зависимость представляет собой параболу, выходящую из начала координат. Разделим обе части уравнения на Q, тогда

(2.34)

получаем линейную зависимость, выраженную прямой линией, которая отсекает на оси ординат отрезок равный коэффициенту фильтрационного сопротивления А. Тангенс угла наклона данной прямой к оси абсцисс является коэффициентом фильтрационного сопротивления В [5].

Результаты расчета забойного давления на пяти режимах представлены в таблицы 2.5.

2.5.6 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Определив пластовое, забойное давления и дебит скважины на каждом режиме определяем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графическим методом.

Таблица 2.5 - Результаты расчета забойных давлений

№ скв	№ режима	Qг	Туст.	Руст.	Рзаб.	Рпл.расч.	Тпл
		тыс.м3/сут	К	МПа	МПа	МПа	К
517	1	10	277,3	2,62	3,02	3,12	305
	2	20	278,4	2,51	2,91	3,12	305
	3	30	279,5	2,39	2,79	3,12	305
	4	40	280,5	2,25	2,66	3,12	305
	5	50	281,5	2,09	2,52	3,12	305
526	1	18	277,2	2,63	3,05	3,11	305
	2	36	279,2	2,54	2,99	3,11	305
	3	54	281,0	2,42	2,93	3,11	305
	4	72	282,5	2,26	2,87	3,11	305
	5	90	283,7	2,06	2,79	3,11	305
8002	1	12	277,8	2,80	3,22	3,34	305
	2	24	279,1	2,67	3,09	3,34	305
	3	36	280,3	2,52	2,95	3,34	305
	4	48	281,5	2,35	2,80	3,34	305
	5	60	282,5	2,14	2,64	3,34	305

На рисунке 2.6 и рисунке 2.7 построены индикаторные кривые по зависимостям (2.33) и (2.34)

Рисунок 2.6 - Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважины № 517

Рисунок 2.7 - Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважин № 526, 8002

2.5.7 Расчет «средней» скважины

При определении показателей разработки месторождений природных газов используют понятие «средней» скважины, то есть все расчеты ведутся для скважины, имеющей средние параметры. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю конструкцию, средние допустимые депрессии и дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, средние длину и диаметр шлейфа.

Расчет параметров «средней» скважины выполняется по следующим формулам

, (2.35)

где ДР²_ср = Р²_пл - Р²_з - разность квадратов пластового и забойного давлений «средней» скважины, МП²;

ДР²_i - разность квадратов пластового и забойного давлений i-той скважины, МПа;

n - количество скважин.

, (2.36)

где Q_ср - дебит газа «средней» скважины, тыс.м³/сут;

Q_сi - дебит газа i-той скважины, тыс.м³/сут.

, (2.37)

где А_ср, А_i - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут);

, (2.38)

где В_ср, В_i - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)²;

, (2.39)

где L_ср - длина НКТ «средней» скважины, м;

L_i- длина НКТ i-ой скважины, м.

Параметры «средней» скважины рассчитывались по данным «Технологического режима УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года». Результаты расчетов записаны в таблицу 2.6

В результате расчета получены следующие значения параметров «средней» скважины УКПГ-8:

- дебит - 26 тыс.м³/сут;

- длина НКТ - 1728 м;

- коэффициент-А - 0,845 МПа² / (тыс.м³/сут);

- коэффициент-В-0,00052МПа²/(тыс.м³/сут)².

Таблица 2.6 - Параметры работы скважин УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года

2.6 Оценка характера изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки

В процессе разработки месторождения происходит снижение пластового давления в целом по месторождению, по зонам дренирования отдельных УКПГ, скважин. Причём интенсивность изменения давления зависит от темпа отбора газа по этим зонам и срока ввода УКПГ.

Снижение пластового давления (как правило, неравномерное по площади) приводит к неравномерному подъёму ГВК или продвижению контурных вод, сокращению газонасыщенной толщины по отдельным участкам, снижению или увеличению физических свойств газа, ухудшению фильтрационных свойств пористой среды и т.д. В результате перечисленных изменений изменяются и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Изменение пластового давления, а следовательно, и забойного давления связано с отбором газа во времени. Поэтому коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b могут быть представлены в виде

, (2.40)

, (2.41)

где , - коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления, снижающегося во времени в процессе разработки;

-газонасыщенная толщина пласта;

- коэффициенты несовершенства по степени вскрытия;

- коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, также зависящие от давления, снижение которого приводит к уменьшению этих коэффициентов.

В проекте разработки изменение во времени должно быть определено из следующих зависимостей

, (2.42)

. (2.43)

Следует отметить, что входящие в формулы (2.42), (2.43) , уменьшаются в процессе разработки примерно до давления Р ? 10,0 МПа. Затем продолжает снижаться по мере падения давления 0 ? Р ? 10,0 МПа, а растёт.

Поэтому при прочих зафиксированных параметрах, входящих в структуры коэффициентов a, b, коэффициент «a» сначала интенсивно снижается, а затем может остаться практически постоянным в диапазоне изменения давления 0 ? Р ? 10.0 МПа, так как коэффициент продолжает уменьшаться , а увеличиваться. Коэффициент «b» в указанном диапазоне изменений растёт. Самое существенное изменение коэффициентов a, b происходит при интенсивном подъёме ГВК.

Для оценки характера изменения коэффициентов «a», «b» в процессе разработки были проведены расчёты для скважины №517, скважины №526, скважины №8002.

Результаты расчётов коэффициентов «a», «b» в процессе разработки приведены в таблице 2.7.

Из таблицы видно, что по скважинам отмечаются незначительные колебания коэффициентов фильтрационного сопротивления.

По скважине № 517 уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления в интервале между 2006 и 2007гг можно объяснить проведением работ по восстановлению ПЗП (пено-кислотная обработка) в июле 2006года. По скважине № 526 работы по восстановлению ПЗП (соляно-кислотная ванна) были проведены в апреле 2010г.

Таблица 2.7-Характер изменения коэффициентов «a», «b» в процессе разработки

№ скважины	Дата	Объект	Рпл, Мпа	Рз, Мпа	Р2пл-Р2з, МПа2	Q, (тыс.мі)/ сут	а, МПа2*сут/тыc м3	b, МПа2*сут2/ (тыc. м3)2
517	2 квартал 2005	1+2	5,1	3,76	11,872	45	0,25196	0,000264
	1 квартал 2006	1+2	5	3,8	10,560	53	0,18869	0,000199
	1 квартал 2007	1+2	4,1	3,6	3,850	50	0,07315	0,000077
	4квартал 2012	1+2	3,6	3,09	3,412	34	0,09694	0,0001004
526	3 квартал 1999	1+2	4,6	3,8	6,720	148	0,03869	0,000045
	4квартал 2007	1+2	3,4	2,88	3,266	90	0,03302	0,000036
	4 квартал 2010	1+2	3,17	2,85	1,926	90	0,01948	0,000021
	4квартал 2012	1+2	3,07	2,75	1,862	77	0,02232	0,000024
8002	3 квартал 2005	2	4,3	3,9	3,280	60	0,05139	0,000055
	4квартал 2007	2	4,32	3,67	5,194	60	0,08136	0,000087
	1 квартал 2011	2	3,7	3,05	4,388	60	0,06874	0,000073
	4квартал 2012	2	3,3	2,65	3,868	36	0,10356	0,000107

Как можно увидеть из таблицы, коэффициенты фильтрационного сопротивления снижены в 4 квартале 2010г по сравнению с предыдущими значениями, затем незначительно возрастают из-за ухудшения фильтрационных характеристик. Снижение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления в 1 квартале 2011г по скважине № 8002 можно объяснить проведенными работами (соляно-кислотная ванна) в сентябре 2010г. [2].

3. Анализ показателей разработки зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

УКПГ-8 введена в эксплуатацию в сентябре 1975 года с действующим фондом 28 скважин, в 1976 году добыча газа составила 4,3 млрд.м³ со среднесуточным дебитом 452 тыс.м³/сут, при 27 действующих скважинах.

На проектную мощность установка выведена в 1976 году, в котором была достигнута максимальная годовая добыча. На таком максимальном уровне установка проработала 4 года (с 1976 по 1979 гг.), а с 1980 года начинается снижение добычи газа .Геологические запасы газа 100,3 млрд.м³. Дренируемые запасы - 55,11 млрд.м³.

С пуском в октябре 1984 года через I ступень сжатия ДКС-1, годовой уровень добычи газа стабилизируется в течение 6-ти лет на уровне от 1,2 до 1,41 млрд.м³, при действующем фонде 51 скважина.

При подключении к ДКС-1 удельный выход конденсата увеличился с 20,34 до 34,77 г/м³, т.е. на 71 %, в течение 3-х лет, а затем резко уменьшился до 19,86 г/м³ в 1987 году и в течение последующих лет уменьшался по 1-2 г/м³ в год. Начиная с 2004 года удельный выход стабилизировался на уровне от 7,21 до 9,99 г/м³.

На 1.01.2012 удельный выход конденсата составил 7,98 г/м³.

С 1976 по 1978 год в зоне УКПГ-8 начал проявляться малоактивный характер водопроявлений, а в 1979 году годовая добыча пластовой воды по УКПГ возросла до 25,5 тыс. м³.

С декабря 2006 года УКПГ-8 переведена на режим двухступенчатого сжатия через ДКС-1.

На 1.01.2012 на УКПГ-8 количество действующих обводненных скважин составило 20, из которых 19 скважин работают с выносом и 1 без выноса пластовой воды, среднесуточный дебит воды 21,4 м³/сут. Годовая добыча газа по обводненным скважинам составила 65,4 % от годовой добычи газа по УКПГ.

По состоянию 1.01.2012 по УКПГ с начала эксплуатации добыто 46,21 млрд.м³ газа, 2,04 млн.т конденсата и 559,14 тыс.м³ пластовой воды. Среднесуточный дебит газа средней скважины составил 29 тыс.м³/сут.

За 2011 год добыто 0,26 млрд.м³ газа, 2,07 тыс.т. конденсата и 6,06 тыс.м³ пластовой воды. Годовой темп отбора составил 0,26 % от геологических запасов; выработано газа 46,1 % от геологических запасов.

3.1 Анализ характера изменения пластового давления в зоне УКПГ-8 в процессе разработки

Пластовое давление наравне с запасами газа и сопутствующих компонентов является одним из главных параметров, с которого начинаются расчеты других параметров и показателей разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

Неравномерность снижения пластового давления связана не только с разновременностью ввода в разработку отдельных участков залежи, но и с различной интенсивностью отбора газа из этих участков. Таким образом, в реальных условиях на любой стадии разработки месторождения имеют место перераспределения пластового давления. Причем в зависимости от интенсивности отбора газа глубина депрессионной воронки в процессе разработки может остаться постоянной, увеличиваться или уменьшатся, и это зависит от проектировщика, который должен при необходимости перераспределять отборы газа между участками.

Снижение пластового давления по зонам приводит к более интенсивному зональному подъему контакта газ-вода при наличии подошвенной воды, увеличивает потери конденсата в тех участках, где месторождение еще не освоено.

Пластовое давление в скважинах определяется: путем прямых измерений глубинными манометрами, установленными в средней части интервала перфорации, или пересчетом по величине устьевого статического давления. При добыче газа из скважины происходит снижение забойного давления и давления в пласте вокруг скважины. В каждый момент времени вдоль радиуса от оси скважины имеется некоторое распределение давления - депрессионная воронка. При разработке газовой залежи формируется общая депрессионная воронка, которая осложняется локальными депрессионными воронками от работы отдельных скважин.

Контроль за изменением пластового давления по разрезу залежи осуществляется с помощью геофизических исследований (спуск глубинного манометра в ствол скважины).

В процессе разработки снижается величина пластового давления.

Значительное влияние на темп падения пластового давления при водонапорном режиме эксплуатации залежи, оказывают объемы внедряемой в залежь пластовой воды. Чем больше объем внедряемой в залежь воды, тем меньше темп падения пластового давления.

Значит с одной стороны при внедрении воды в залежь происходят такие негативные явления как уменьшение газонасыщенного объема залежи, а значит и уменьшение запасов газа, обводнение эксплуатационных скважин, но с другой стороны идет снижение темпа падения пластового давления, следовательно, мы имеем энергосберегающий режим эксплуатации залежи, необходимый для обеспечения нормальной работы цепочки: пласт - скважина - УКПГ - ДКС - ГПЗ [6].

В таблице 3.1 приведены фактические значения основных показателей разработки УКПГ-8, в ней представлена динамика пластового и устьевого давления.

Таблица 3.1 - Основные показатели разработки УКПГ-8

К основным показателям разработки относится забойное давление, которое необходимо рассчитать по данным таблицы 3.1. Давление на забое работающей скважины определяем по формулам (2.27) - (2.31).

Результаты расчета забойного давления представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета забойных давлений «средней» скважины

Используя таблицу 3.3 построим графически динамику пластового, забойного и устьевого давлений.

Полученные графики изображены на рисунке 3.1 и рисунке 3.2.

Из приведенных данных видно, что изменение проектного и фактического давлений практически совпадает. Это говорит о том, что дренируемые запасы определены верно.

Таблица 3.3 - Результаты расчетов забойных давлений

Рисунок 3.1 - Динамика пластового давления



Рисунок 3.2 - Динамика забойного и устьевого давлений

3.2 Определение текущих дренируемых запасов газа и конденсата методом падения пластового давления

Балансовые запасы - это запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдение требований по охране недр и окружающей среды. Балансовые (геологические) и извлекаемые запасы - утверждаются ГКЗ. (Государственный комитет по запасам).

Дренируемые запасы (текущие извлекаемые) - это запасы вовлеченные в разработку.

Балансовые запасы на 1.01.2012 г по УКПГ-8 составляют 100,3 млрд.м³, дренируемые 57,3 млрд.м³, выработано запасов - 45,8 % от балансовых запасов.

Динамика балансовых и дренируемых запасов по годам представлена на рисунке 3.3

Дренируемые запасы газа определяем по данным эксплуатации методом падения пластового давления. В основе метода падения пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи. Определив по промысловым данным пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты времени, по уравнению материального баланса можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства бї_н, а затем и запасы газа.

Рисунок 3.3 - Динамика балансовых и дренируемых запасов зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

Однако для более правильного определения запасов газа по падению пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет, в частности, исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большой наглядностью определять режим залежи, момент начала активного продвижения воды. Представим уравнение материального баланса для залежи в случае газового режима в виде

, (3.1)

где Р_t, Р_н, Р_ат - давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;

Z_t, Z_н - коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;

Т_пл, Т_ст - пластовая и стандартная температура, К;

V_н - начальный поровый объем, м³;

б_н - начальный коэффициент газонасыщенности;

Q_добt - объем добытого газа на момент времени t, млрд.м³.

При газовом режиме газоносный объем залежи остается неизменным, т.е.

б_н·V_н = б_t·V_t = const (3.2)

Для определения запасов газа строим зависимость Р(t)/z = f (Q_доб(t)) и на пересечении полученного графика с осью Q_доб определяем дренируемые запасы газа.

По исходным данным изменения пластового давления и объемов добытого газа на УКПГ-8 (таблица 3.1) выполнен расчет запасов газа методом падения пластового давления. Результаты расчета приведены на рисунке 3.4 и в таблице 3.3.

(3.3)

Рисунок 3.4 - Определение запасов газа зоны УКПГ-8

Запасы газа - 64,034 млрд.м³.

Таблица 3.4 - Расчет запасов газа зоны УКПГ-8

4. Анализ состояния фонда скважин

УКПГ-8 введена в эксплуатацию в августе 1975 года. В 1976 году добыча газа составила 4,3 млрд.м³ со среднесуточным дебитом 452 тыс.м³/сут, при 28 действующих скважинах. Это была максимальная годовая добыча. На проектную мощность установка выведена в 1977 году.

Среднесуточный дебит газа при этом составил 479,8 тыс.м³/сут. На таком максимальном уровне установка проработала 5 лет (с 1975 по 1979 гг.), а с 1980 г. начинается снижение добычи газа.

С 1980г. по 1990 г. годовой уровень добычи газа снижается с 2,9 млрд.м³ до 1,15 млрд.м³, при этом действующий фонд скважин увеличивается с 30 до 51 скважины.

При подключении к ДКС-1 годовой объем добычи пластовой воды возрос за 2 года (1987 -1989 гг.) с 7 тыс.м³ до 45 тыс.м³, т.е. почти в 7 раз, среднесуточная добыча воды увеличилась соответственно с 19,2 м³/сут до 123 м³/сут. С 1979 г. по 1987 г. в зоне УКПГ-8 начал проявляться малоактивный характер водопроявлений, а с 1996 года интенсивность выноса пластовой воды по скважинам возросла до 68,7 м³/сут.

Основные показатели разработки представлены в таблице 3.1

Изменение фонда скважин представлено на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Динамика фонда скважин

Динамика изменения величины действующего и обводненного фонда представлена на рисунке 4.2

Как видно из рисунка 4.2 динамика действующего фонда скважин на начальном периоде разработки определялась, исходя от возможности обеспечения плановых годовых отборов газа существующим на каждый момент времени количеством эксплуатационных скважин. Запаздывание их ввода в эксплуатацию объяснялась многими причинами, главной из которых была - досрочный пуск в эксплуатацию новых зон ОНГКМ. Как результат такой деятельности организации, эксплуатирующей данное месторождение, привело к созданию мощных локальных депрессионных воронок и, как следствие, появление в продукции скважин пластовой воды.

Анализ текущего состояния фонда скважин зоны УКПГ-8

На 01.01.2012 года на балансе УКПГ-8 находится 36 скважин из них:

- в эксплуатационном фонде - 30

- в контрольном фонде - 5

- в специальном фонде - 1 (нагнетательная (поглащающая) - № 524Д)

Рисунок 4.2 - Динамика действующего и обводненного фонда скважин УКПГ-8 в процессе разработки

Характеристика действующего фонда по продуктивности представлена на рисунке 4.3.

Основными техническими неполадками в подземном оборудовании скважин являются:

- негерметичность эксплуатационной колонны (как правило в резьбовых соединениях, отсюда появление межколонного давления)

- негерметичность колонны фонтанных труб (НКТ) (как правило в резьбовых соединениях или обрыв, и как следствие повышение давления в затрубе до давления в НКТ)

- засоление или засорение ингибиторного клапана (нет сообщения между затрубным и трубным пространством. Отсутствие возможности подачи метанола в НКТ через затруб)

- неуправляемость циркуляционного клапана (отсутствие возможности циркуляции газа или жидкости через затрубное и трубное пространство при задавливании скважины либо при освоении с помощью аэрации.

- неработоспособность клапана - отсекателя

Аварийное состояние как следствие проводимых работ КРС, ПРС, ГФИ и т.д.

Рисунок 4.3 - Характеристика действующего фонда по продуктивности

4.1 Конструкции скважин

Основным критерием обоснования конструкции эксплуатационных скважин является выбор диаметра насосно-компрессорных труб, по которым производится отбор газа из залежи. Выбор диаметра насосно-компрессорных труб производится, исходя из условий оптимизации проектных отборов газа из месторождения, ожидаемой продуктивности пласта, глубины скважины, обеспечение необходимых скоростей движущегося потока газожидкостной смеси и создание условий выноса скапливающихся на забое жидкости и др. При этом действия перечисленных факторов рассматриваются на протяжении всего или большей части периода эксплуатации месторождения.

Анализ геолого-промысловых и технико-экономических параметров эксплуатации газовых скважин на Оренбургском месторождении уже на первых этапах проектирования (с 1969 по 1970 гг) показал целесообразность и возможность использования НКТ увеличенного диаметра по сравнению с широко применяющиеся в промысловой практике (от 60,3 до 88,9 мм).

Таким образом, проектом были определены, а впоследствии внедрены в промышленном масштабе НКТ диаметром от 101,6 до 127 мм. Наличие агрессивной сероводородной среды и отсутствие отечественных НКТ в коррозионно - стойком исполнении предопределили использование соответствующих труб импортной поставки марки С-75 с высоко герметичными резьбовыми соединениями типа ВАМ.

Диаметр и глубина спуска, а так же количество последующих колонн (или конструкция эксплуатационных скважин) выбирались, исходя из обеспечения нормальной проводки скважин в довольно сложно геолого-технических условиях, надежности их последующей эксплуатации при выборном диаметре НКТ и дифференциально для различных участков залежи.

Не менее важны проблемы строительства скважин на Оренбургском месторождении на стадии проектирования являлся вопрос конструкции забоя.

Оптимальность проектных решений по условиям вскрытия продуктивного моста и оборудования забоя эксплуатационных скважин может быть достигнуто путем учета ряда факторов и, прежде всего таких, как:

- большой этаж газоносности - более 500 метров;

- литолого-физическая характеристика продуктивной толщи;

- возможность гидратообразования по стволу скважины и даже в интервале продуктивного моста;

- наличие в газе коррозирующих компонентов (Н₂S и СО₂) и конденсата;

- высокая производительность скважин.

Сложность учета перечисленных факторов и в определенной степени спорности проектных решений по конструкции забоя, характеризуется тем, что на первом этапе разбуривания были применены различные варианты оборудования забоя, которые были определены в три основных типа.

Прежде чем говорить о преимуществах или недостатках того или иного типа конструкции забоя, целесообразно охарактеризовать принятую на Оренбургском месторождении принципиальную схему подземного оборудования скважин.

Во-первых, необходимо остановиться на вопросе глубины спуска НКТ. При средней глубине скважин 1800 метров (корректирующейся в зависимости от гипсометрического положения устья скважин), в забое пробурена скважина находится приблизительно в 50 метрах над поверхностью газожидкостного контакта, предполагаемую, по данным разведки месторождения на отметках в пределах от 1750 до 1820 метров. Глубина спуска НКТ, в проекте определена на 50 метров выше их физического забоя. Это проектное решение диктовалось необходимостью освоения максимальной вскрытой газонасыщенной мощности, а также создание достаточно скоростей потока газа для выноса скапливающейся на забое жидкости. В результате длины хвостовика в большинстве скважин составляет от 100 до 400 метров, в редких случаях менее 100 метров, и в единичных скважинах хвостовики вообще не спускались.

Во-вторых, из-за сравнительно высоких устьевых давлениях (до 17 МПа), содержания сероводорода в газе и возможных осложнений при эксплуатации скважин вблизи населенных пунктах была принята пакерная схема их оснащения. В кровле продуктивной толщи или в башмаке эксплуатационной колонны в каждой скважине устанавливается пакер, предотвращающий агрессивное воздействие газа на колонну. В процессе эксплуатации скважин предусмотрена периодическая подача под пакер ингибитора коррозии. Наличие циркуляционного и ингибиторного клапанов над пакером дает возможность вызвать приток газа к скважинам или заглушить ее в процессе эксплуатации, а также обеспечивает подачу ингибиторов коррозии и метанола против гидратообразования. Наличие клапана - отсекателя предотвращает возможность возникновения фонтанов при различных аварийных ситуациях. Подземное оборудование скважин поставляется фирмами “Сamco” (оборудовано более 400 скважин) и “Otis” (более 160 скважин). Ингибиторные клапана применяются как импортные, так и отечественные. В настоящее время из-за частого выхода из строя ингибиторных и циркуляционных клапанов часть скважин ими не оборудована.

Рассмотрим основные типы эксплуатационных скважин по характеру вскрытия продуктивной толщи.

Забой оборудован готовым фильтром.

Преимущество данного типа скважин является то, что в процессе тампонажа эксплуатационных колон цементный раствор не попадает в интервал продуктивного пласта и не ухудшает его естественные коллекторские свойства, а также ствол предохраняется от возможного разрушения стенок скважины.

Отпадает необходимость в проведении большого объема перфорационных работ.

Однако в скважинах, оборудованных готовым фильтром, невозможно производить качественные изоляционные работы (забойные или по интервальные), осложняются работы по применению направленных методов интенсификации. При необходимости изменения конструкции забоя (спуск и цементирование хвостовика), качественное выполнение таких работ практически невозможно.

Забой оборудован зацементированной и перфорированной колонной.

В отличии от вышеизложенного, рассматриваемый тип скважин обладает существенными преимуществами, а именно надежным креплением стенок скважин и возможностью проведения в скважинах направленных изоляционных работ.

Вместе с тем в процессе тампонажа эксплуатационной колонны происходит ухудшение естественных коллекторских свойств призабойной зоны; возникает необходимость проведения большого объема перфорационных работ и, как следствие, создается длительное отрицательное воздействие глинистого раствора на продуктивный пласт. В процессе перфорации больших интервалов происходит растрескивание и разрушение цементного кольца, в результате чего этот тип скважин будет мало, чем отличаться от скважин, оборудованных фильтром. Общим недостатком двух рассматриваемых типов скважин является наличие в интервале продуктивного горизонта эксплуатационной колонны, не защищенной от агрессивного воздействия сероводородной среды. Очевидно, что после некоторого периода эксплуатации, в результате коррозионного воздействия потока газа фильтр или колонна под пакером будут либо деформированы, либо разрушены, что может вызвать тяжелые аварийные последствия с прихватом хвостовика НКТ и необходимости проведения продолжительного капитального ремонта.

Скважина с открытым стволом.

Этот тип скважин, как и ранее рассмотренный имеет свои преимущества и недостатки. Однако превалирующим, безусловно, являются положительные факторы. Прежде всего, целесообразно отметить значительную экономию обсадных труб достигающих в среднем на 1скажину 300м., цемента, затрат времени и средств на производство перфорационных работ.

Основным преимуществом открытого забоя является то, что его конструкция при необходимости может быть изменена на любом этапе разработки месторождения путем спуска и цементирования хвостовика меньшего диаметра. Применение открытого - совершенного по характеру вскрытия метода позволяет получить предусмотренные проектом дебиты скважин при меньших рабочих депрессиях, что в конечном итоге увеличивает период бескомпрессорной эксплуатации.

Основным недостатком этого типа скважин, как предполагалось на стадии проектирования и подтвердилось в последствии, является обрушение глинистой корки и неустойчивых трещиноватых интервалов стенок скважин с образованием забойных глинисто- шлаковых пробок. Формирование этих пробок, как правило, происходит в процессе освоения скважин, когда вызов притока газа сопровождается созданием значительных депрессий на пласт.

Конструкция скважины представлена на рисунке 4.4.

Динамика изменения состояния забойных пробок в процессе эксплуатации скважин до настоящего времени в достаточной мере не изучено.

Следует отметить, что в отдельных случаях забойные пробки в скважинах отсутствуют, но в большинстве случаев “голова” забойных пробок находится в пределах от единицы до десятков метров ниже башмака НКТ.

Проведенные в ряде скважин промыслово-геофизические исследования (метод термометрии) свидетельствует о том, что забойные пробки не изолируют полностью перекрываемые газонасышенные интервалы, а лишь ограничивают их продуктивность.

Имеются факты указывающие на то, что в некоторых случаях видимость забойной пробки создается в результате заклинивания крупных обломков пород, обрушивающихся из стенок скважины и препятствующих прохождению груза при отбивке забоя.

Рисунок 4.4 - Стандартная конструкция газовой скважины

Необходимо отметить, что применяемая технология освоения не обеспечивает полной очистки скважины от продуктов бурения и обрушения пород и стенок не обсаженного ствола.

На рисунке 4.5 представлена компоновка подземного оборудования скважин.

Принципиальная схема освоения может и должна быть изменена для того, чтобы предотвратить образование забойных пробок на стадии вызова притока газа.

Рисунок 4.5 - Компоновка подземного оборудования

С другой стороны, имеющиеся технические средства позволяют проводить работы по размыву и удалению забойных глинисто-шламовых пробок.

Если на первом этапе разбуривания и эксплуатации месторождения как отмечалось ранее, вопрос выбора оптимальных условий вскрытия продуктивного горизонта не был решен однозначно, то впоследствии оказалось, что на начальной стадии разработки месторождения конструкция скважин с открытым забоем явилась наиболее предпочтительной.

Для центральной части месторождения, характеризующейся наибольшими значениями газонасыщенных мощностей и аномальностей пластового давления по условиям технологии проводки скважины и с целью регулирования отбора газа по разрезу, верхняя часть продуктивной толщи (сакмаро-артинские отложения) в большинстве скважин перекрывается эксплуатационной колонной, в периферийных участках применяется полностью открытый ствол.

Исходя из особенностей строения разреза месторождения, возможных технических осложнений при бурении, а, также учитывая параметры газоконденсатной скважины (аномально высокие пластовые давления, большой этаж газоносности, наличие в газе агрессивных компонентов) и выбранные размеры лифтовых колон для скважин Оренбургского месторождения применяется следующая конструкция:

- направление, необходимое для укрепления устья, диаметром от 426 до 636 мм., опускается на глубину от 5 до 100 и более метров и цементируется до устья скважин;

- кондуктор диаметром 325 мм., предназначен для закрепления неустойчивых песчано-глинистых отложений надсолевого комплекса, в которых отмечаются поглощения промывочной жидкости. Кроме того, кондуктор служит для предохранения пройденного скважиной разреза от нежелательного воздействия минерализованных промывочных жидкостей, применяемых при проходке солей и ангидритов кунгурского возраста. Кондуктор спускается до кровли солей или до перекрытия верхней неустойчивой части отложений татарского яруса. В среднем глубина спуска кондуктора составляет 200 м. Кондуктор цементируется до устья скважины;

- техническая колонна диаметром 245 мм. служит для полного или частичного перекрытия соленосных отложений кунгурского возраста. Ее башмак обычно устанавливается в паче гипсов или ангидритов филипповского горизонта, или в прослоях ангидритов внутри соленосной пачки. Глубина спуска технической колонны в зависимости от условий залегания солей изменяется от 800 до 1700 м;

- эксплуатационная колонна диаметром 177,8 мм. в скважинах, не вскрывающих четвертую литологическую пачку (в основном в периферийных зонах залежи), спускается до кровли продуктивной толщи. В скважинах вскрывающих четвертую пачку отличающуюся аномально высоким пластовым давлением (присводовая часть залежи - зоны УКПГ-1, 2, 6, 7), башмак эксплуатационной колонны устанавливается кровлей верхнего карбона.

За всеми колонами цемент поднимается до устья скважин. Для направления кондуктора и технической колонны используются обсадные трубы. В следствии высокой агрессивности газа и отсутствием нашей в стране производства обсадных труб, не разрушающихся в сероводородной среде, для эксплуатационных колон применяются трубы фирмы “Валлюрек” с высоко герметичными резьбовыми соединениями типа “ВАМ” из стали С-75.

Скважины ОНГКМ оснащены комплектами подземного оборудования ”Camco”, “Otis”, “Beker”.

Обвязка устья скважин производится специальными колонными головками и фонтанной арматуры изготовленной из стали, стойкой к сульфидному растрескиванию. Устьевое оборудование поставляется фирмами “Luceat”, “Cameron”, "Hubner Vamag", "Marubenia-IKS", "Энергоинвест".

Применяется фонтанная арматуры крестовидной схемы (рисунок 4.6). В ее состав входит автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при превышении установленных дебитов газа, центральная пневматическая задвижка обеспечивающая дистанционное закрытие скважины с диспетчерского пульта, а также дублирующие ручные задвижки и соединительные документы.



Рисунок 4.6 - Схема стандартной конструкции фонтанной арматуры

Анализ фактического материала, проведенный по скважинам с открытым стволом и с перфорированной эксплуатационной колонной показал, что начальная производительность скважин практически не зависит от конструкции забоя, но уже на начальном этапе эксплуатации скважины с открытым стволом осваивается лучше и в дальнейшем производительность скважин с открытым стволом выше, чем у скважин с перфорированной колонной. При этом отмечено, что темпы снижения давления в скважинах с открытым стволом ниже, чем в скважинах с перфорированной колонной, т.е. скважина с открытым стволом дренирует больший газонасыщенный объем [4].

4.2 Анализ технологических режимов работы скважин с учетом возможности образования гидратов

В условиях низкой пластовой температуры и при возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины параметры технологических режимов работы, такие как заданный постоянный дебит, депрессия, забойное и устьевое давление, постоянный градиент давления или скорости газа у забоя, часто не отвечают требованиям, предъявленным к эксплуатации скважин на безгидратном режиме. Поэтому при эксплуатации скважин на месторождениях со сравнительно низкой температурой пласта необходимо поддерживать такие давления и температуру, при которых исключается возможность образования гидратов. Условия образования гидратов зависят от состава газа, его влагосодержания, создаваемого забойного давления, теплофизических свойств газа и окружающей среды и т.д.

Для выбора температурного технологического режима работы скважин при известных пластовом давлении, температуре и продуктивной характеристике пласта необходимо установить температуру, превышающую равновесную температуру гидратообразования.

Безгидратный режим работы призабойной зоны обеспечивается при выполнении неравенства Т_рго < Т_з. Значение Т_рго определяется по формуле

, (4.1)

где В - коэффициент, определяемый по результатам экспериментов для каждого месторождения. Для ОНГКМ коэффициент В соответственно равен 17,67.

Изменение температуры на забое работающей скважины определяется по формулам

, (4.2)

, (4.3)

, (4.4)

, (4.5)

где G - массовый расход газа;

R_k - радиус питания скважины, м;

R_с - радиус скважины, м;

Н_пл - толщина продуктивного пласта, м;

л_пл - теплопроводность горных пород, кВт/м·К;

С_n - объёмная теплоёмкость пород, кДж/ м³·К;

ф - время работы скважины после последней остановки, с;

D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, ⁰С/МПа;

а, в - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

С_р - теплоёмкость газа в пластовых условиях, кДж/кг ⁰С;

f(P,T) - обобщённая функция Джоуля - Томсона, определяется по Т_пр, Р_пр.

Распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формулам

, (4.6)

, (4.7)

, (4.8)

, (4.9)

Дебит скважины при данном режиме определяем по формуле

, (4.10)

где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Расчеты по определению безгидратного режима работы призабойной зоны проводятся в следующей последовательности.

По коэффициентам а и b для приемлемого забойного давления определяется Q. Далее по Q и другим параметрам, рассчитывается Т_з. По экспериментальным данным либо расчетным путем или по равновесным кривым гидратообразования при известной плотности газа определяется Т_рго. Полученные значения Т_з и Т_рго должны удовлетворять неравенству Т_рго < Т_з.

Если это условие не выполнено, то расчет Т повторяется с новым значением Q до тех пор, пока не будет Т_рго < Т_з.

В остановленной скважине по устьевому давлению или в работающей по затрубному давлению (если затрубное пространство не запакеровано) забойное давление можно определить с помощью барометрической формулы (2.25). Для определения давления на забое работающей скважины и распределения давления по её стволу воспользуемся формулами Адамова: (2.27), (2.28) и (2.29)

Среднюю температуру определяем по формуле (2.30)

Средний коэффициент сверхсжимаемости

, (4.11)

, (4.12)

где Р_ср - среднее давление, МПа;

, (4.13)

. (4.14)

По средним значениям давления и температуры определяем S. Коэффициент гидравлического сопротивления труб определяем по формуле (2.31)

Забойное давление в работающей скважине можно определить по критерию заданного режима (?Р=const)

, (4.15)

Таким образом, установление безгидратного режима работы скважины сводится к проведению на основе исходных данных ряда расчетных операций с целью получения зависимостей распределения температуры по стволу работающей скважины, при различных режимах и равновесной температуры гидратообразования от давления. При выполнении условия Т_у > Т_рго скважина будет работать в безгидратном режиме. Если удовлетворить данное условие в скважине невозможно, то необходимо обеспечить подачу ингибитора в скважину.

На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и его изменение по стволу, конструкция скважины, потери давления в стволе, тепловые свойства используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее работы, наличие в разрезе мерзлых пород и т.д.

Расчет давления и температуры по стволу работающей скважины.

Одним из самых простых способов проверки условия гидратообразования является графоаналитический. Он состоит в следующем, строится графическая зависимость Т_у и Т_ргу от глубины скважины Х - если линии пересекаются, то в месте точки пересечения и выше неё существует вероятность создания условий для образования гидратов.