Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

направление 130500 - “Нефтегазовое дело”

Выпускная работа бакалавра

на тему: «Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)»

Москва 2014

Введение

Мастахское газоконденсатное месторождение открыто в 1967 г. и по величине запасов углеводородного сырья относится к средним. Начальные запасы газа категории С1 составляли 37 ,726 млрд. мі, категории C2 -- 6,934 млрд. мі, конденсата (извлекаемые) категории С1 -- 929 тыс. тонн, категории С2 -- 316 тыс. тонн. Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 340 километрах северо-западнее г. Якутска и в 70 километрах от поселка Кысыл-Сыр, на правобережной части реки Вилюй. Общая площадь участка составляет 10843 га.

Мастахское газоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в марте 1973 года и до 1986 года являлось базовым объектом разработки Республики Саха (Якутия), обеспечивая на 90-95 % потребность в энергоносителях Центрального промышленного района Республики Саха (Якутия).

Годовая добыча газа составляет 0,1 млрд. м, конденсата -- до 3,3 тыс. тонн.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе, технологические режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на забое скважины максимально допустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основаны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное продвижение границы раздела газ-вода, максимальную продолжительность безводной эксплуатации скважин и т.д.

1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение Мастахского месторождения

Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 400 км к северо-западу от г. Якутска, на правобережье р. Вилюй, в нижнем течении его правых притоков - рек Баппагай и Таигнары. В административном отношении месторождение расположено на территории Кобяйского района. Районный центр - г. Сангары. В 70 км от месторождения расположен базовой поселок Кызыл-Сыр, в котором находятся: почтовое отделение связи, магазины, школы, больница, поликлиника, аэропорт, предназначенный для судов малой авиации, речная пристань.

Транспортная связь осуществляется водным путем - летом, зимниками - зимой, и воздушным путем - круглогодично. По территории района проходит Вилюйский тракт, связывающий поселок Кызыл-Сыр с городами Якутском и Вилюйском. Но основной транспортный путь - водный, по р. Вилюй и р. Лена до Якутска протяженностью около 600 км. Навигационный период продолжается с первых чисел июня до октября. Основной объем перевозки грузов по воде приходится на июль.

Малая авиация связывает поселок Кызыл-Сыр прямой линией с городами Якутском и Вилюйском.

В климатическом отношении район входит в зону субполярного резко континентального климата. Температура воздуха зимой достигает минус 55 - 60°С, летом 35 - 40°С. Летний период охватывает июнь, июль, август. Май и сентябрь являются переходными между теплыми и холодными периодами года. Среднегодовое количество осадков невелико: 200-210мм. Очень низкие среднегодовые температуры и небольшой снеговой покров способствуют сохранению повсеместно развитой многолетней мерзлоты.

В орографическом отношении месторождение располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины. Наиболее крупная река - Вилюй, имеет хорошо развитую пойму, пойменную и четыре надпойменных террасы. Поверхность террас покрыта многочисленными полями, озерами и болотами.

Рисунок 1.1 Обзорная схема района работ

1.2 История освоения месторождения

Месторождение открыто в 1967 г. В 1971 году был разработан первый проектный документ по эксплуатации Мастахского газоконденсатного месторождения - «Проект опытно-промышленной эксплуатации», согласно которому введены в разработку залежи юрских и пермских отложений. Впоследствии проектирование разработки месторождения неоднократно корректировалось в связи с несоответствием фактических показателей проектным и вводом в эксплуатацию новых объектов разработки.

С вводом в разработку Средневилюйского газоконденсатного месторождения Мастахское месторождение исполняет роль месторождения регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение для баланса добычи углеводородов в регионе. Ранее добыча газа на месторождении велась 35 эксплуатационными скважинами. В апреле 2004 года общий эксплуатационный фонд скважин составлял 18 единиц, но на сегодняшний день добыча газа производится только 3 скважинами. Для подключения остальных скважин проводятся плановые работы по их капитальному ремонту.

С 2003 года проектирование и авторский контроль над разработкой осуществляет ОАО «СевКавНИПИгаз».

Таблица 1

Вид документа	Протокол
Уточненный проект до разработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)	СевКавНИПИгаз, 2005; протокол ЦКР, 2006

Отчет «Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)» является действующим утвержденным на ЦКР Министерства энергетики РФ проектным документом и предусматривает работу месторождения в качестве дополнительного источника газоснабжения центрального региона Республики Саха (Якутия) в пиковые периоды потребления газа. В летние месяцы отбор газа прекращается, а в зимние наращивается.

1.3 Геологическое строение

В целях решения практических задач по оптимизации доразработки Мастахского ГКМ и выполнения рекомендаций ГКЗ «Роснедра» выполнено трехмерное цифровое геологическое моделирование пермских, триасовых и юрских отложений.

Постоянно действующая геологическая модель продуктивных пластов строилась по геологическим и геофизическим материалам, приведенным в «Пересчёте запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

Структура кровли залежей перми, триаса и юры (рисунки 1.1 - 1.3) представляет собой гребневидное поднятие субширотного простирания размерами по замкнутой изогипсе минус 3300 м (кровля пласта Т₁-IV) 41х14 км амплитудой 272 м. Углы падения пластов от 1,0 до 1,5°. Южное крыло структуры более пологое (2,0 - 2,5°), северное более крутое (4,0 - 5,0°).

Рисунок 1.2 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта P₂-I пермских отложений



Рисунок 1.3 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта T₁-IV триасовых отложений

Рисунок 1.4 - Структурная поверхность кровли коллектора залежи пласта J₁-I₁ юрских отложений

1.4 Газоносность месторождения

Мастахское газоконденсатное месторождение осложнено разрывным нарушением «сбросового» типа. В связи с этим выделяются два блока - приподнятый и опущенный. В пределах опущенного блока выделены два купола - западный и восточный. На месторождении промышленно газоносными являются юрские, триасовые и пермские отложения.

Разработка газовых залежей юрских отложений велась на опущенном блоке в период 1973 - 1997 годы.

В триасовых отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Т₁-Х, Т₁-Х_а и Т₁-IV.

Пласт Т₁-Х разрабатывался на приподнятом блоке в период с 1984 по 1995 годы, пласт Т₁-Х_а разрабатывался на опущенном блоке с 1981 по 1997 гг. Пласт Т₁-IV эксплуатируется скважинами № 65 и 110. Залежь газа приурочена к восточному куполу опущенного блока и классифицируется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3088 м. Эксплуатационные скважины № 65 и 110 располагаются в своде структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютных отметках минус 3005 м и минус 3024 м соответственно.

В пермских отложениях промышленная газоносность установлена в пластах Р₂-I, и Р₂-II. Пласт P₂-I включает два газоносных слоя - P₂-I_а и Р₂-I_б. В настоящее время эксплуатируется пласт Р₂-I скважиной № 105. Залежи газа приурочены к восточному куполу опущенного блока и классифицируются как пластовые, сводовые с элементами литологического экранирования. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м. Скважина № 105 располагается в сводовой части структуры, вскрывая кровлю продуктивного пласта на абсолютной отметке минус 3094 м.

Проектом доразработки предусмотрено увеличение добычи газа из пермских отложений возвратом в эксплуатацию простаивающей по техническим причинам скважины № 11.

Отбор газа из скважины № 11 в период разработки проводился из интервала залегания слоя P₂-I_а. Слой Р₂-I_б был опробован 25.08.1972 в интервале от 3236 до 3244 м (от минус 3114,7 до минус 3122,7 м). В результате испытания получен приток газа с дебитом 166,6 тыс. м³/сут. По данным ГИС коэффициент пористости составляет 0,146; коэффициент газонасыщенности - 0,633. Эффективная газонасыщенная толщина - 3,2 м. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 3154 м.

1.5 Сведения о запасах

«Пересчёт запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению» (2004 год) и утвержденным ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004).

газоносность скважина забой месторождение

Таблица 1.2 Сопоставление подсчитанных параметров, запасов газа и стабильного конденсата

Параметр	Пласт
	Т1-IV	Р2-Iа	Р2-Iб
	Принятый в действующем проектном документе	Уточненные	Изменение в абсолютных величинах, %	Принятый в действующем проектном документе	Уточненные	Изменение в абсолютных величинах, %	Принятый в действующем проектном документе	Уточненные	Изменение в абсолютных величинах, %
Категория	С1	С1	С1
Площадь газоносности, км2	32,864	32,864	0	34,0	34,0	0	37,44	37,44	0
Балансовые запасы пластового газа, млн м3	5252,0	5252,0	0	1157,0	1157,0	0	1783,0	1783,0	0
Потенциальное содержание конденсата, г/м3	29,0	29,0	0	70	70	0	70,0	70,0	0
Балансовые запасы «сухого» газа, млн м3	5223,0	5223,0	0	1140,0	1140,0	0	1757,0	1757,0	0
Балансовые запасы конденсата (геологические/извлекаемые), тыс. т	152/129	152/129	0	81/57	81/57	0	125/87	125/87	0

2. Анализ системы разработки

2.1 Анализ технологических показателей разработки

Рассмотрено четыре варианта разработки месторождения. Первый и второй варианты разработки рассчитаны из условия обеспечения минимального годового отбора газа - 100 млн м³, обусловленного лицензией на разработку Мастахского месторождения. Третий и четвертый варианты рассчитаны на максимальную годовую добычу газа при «сезонной» эксплуатации скважин. Расчетный вариант 2 дополнен вариантом 2-а, предусматривающим разработку месторождения по тому же сценарию, но с коэффициентом «сезонной» эксплуатации скважин 0,6.

Исходные данные для расчета экономической эффективности вариантов разработки основаны на фактических сведениях ОАО «Якутгазпром», которое осуществляет эксплуатацию месторождения, действующих прейскурантах и нормативных документах по состоянию на 01.01.2005.

Разработка месторождения осуществляется по варианту, объединяющему технологические показатели расчетных вариантов 2 и 2-а.

Краткая характеристика варианта разработки.

Разработка месторождения ведется с заданным диапазоном изменения годового отбора. Нижний предел диапазона составляет добыча 100 млн м³ газа при «сезонной» эксплуатации скважин, коэффициент эксплуатации скважин 0,5. Верхний предел диапазона определяется увеличением коэффициента эксплуатации скважин до 0,6, что связано с возможностью возникновения критических ситуаций на основном газоснабжающем центральный регион Республики Саха (Якутия) Средневилюйском месторождении.

Дополнительно к действующей скважине № 105 для разработки пермских залежей восточного купола опущенного блока проектом предусмотрено восстановление и ввод в эксплуатацию скважины № 11. Это позволяет отработать пермские залежи с лучшими технологическими показателями и большим коэффициентом газоотдачи за проектный период.

Ввод в эксплуатацию скважины № 11 проектировалось осуществить в 2008 году. Поскольку продуктивная характеристика этой скважины значительно хуже, чем скважины № 105, то в ней предусмотрено (для улучшения условий выноса жидкости с забоя) произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм). Кроме того, для создания лучших условий работы скважин запроектировано с 2008 года изменение ограничения снижения давления на устье до 5,59 МПа (57 кгс/см²), что влечет необходимость перехода к одноступенчатой сепарации газа (вместо применяемой в настоящее время двухступенчатой).

Количество газа, отбираемого из триасовой залежи Т₁-IV, регулируется условием общего суммарного отбора из двух залежей не ниже 100 млн м³ за год. Отбор газа также производится при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом; для получения заданного годового отбора запроектировано снижение коэффициента эксплуатации скважин. Условие эксплуатации скважин с максимальным дебитом необходимо для обеспечения выноса с забоя скважины жидкости (водо-конденсато-метанольной смеси).

По расчету с 2019 года фактические дебиты скважин станут ниже минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя. С этого года необходимо начать эксплуатацию скважин по НКТ меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм) либо использовать ПАВ. В случае замены НКТ на трубы меньшего диаметра использование ПАВ потребуется с 2030 года.

В 2019 году пермские (P₂-I,II) и триасовая (Т₁-IV) залежи не смогут обеспечивать требуемый уровень годового отбора. С 2019 года проектируется ввод в разработку залежи Т₁-Х (восточный купол). Ввод залежи в разработку проектируется осуществить скважиной № 30, ранее эксплуатировавшей залежь Т₁-Х_а. Залежь необходимо эксплуатировать при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом, получая заданную величину годового отбора снижением коэффициента эксплуатации скважины. В целях обеспечения превышения фактического дебита над минимально необходимым для выноса жидкости с забоя скважину рекомендуется эксплуатировать по НКТ, имеющим внутренний диаметр 50,3 мм.

С 2028 года для получения заданного уровня годового отбора требуется ввод в разработку юрских залежей J₁-I,II восточного купола опущенного блока. Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважин необходимо, во-первых, произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ - 50,3 мм), а, во-вторых, использовать ПАВ.

Ввод в эксплуатацию пермской P₂-I_а залежи приподнятого блока проектируется в 2032 году.

Годовые отборы газа и конденсата по принятому к внедрению варианту представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Принятый к внедрению вариант разработки (Годовая добыча газа, млн м³ и газоотдача, %)

2.2 Анализ истории разработки Мастахского ГКМ

Мастахское газоконденсатное месторождение разрабатывается с 1973 года. Начальные запасы «сухого» газа, утвержденные ГКЗ МПР России (протокол № 959 от 03.11.2004), в целом по месторождению составляют: 32,243 млрд м³ категории С₁ и 6,541 млрд м³ категории С₂. В 2008 году было добыто 0,118 млрд м³ газа и 2,6 тыс. т стабильного конденсата. Общий отбор газа по месторождению на 01.01.2009 составил 14,167 млрд м³ или 43,9 % от утвержденных начальных запасов. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в эксплуатации находились газоконденсатные залежи пермских отложений (пласт P₂-I) и газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласт T₁-IV). Остальные объекты эксплуатации (газоконденсатные залежи пермских отложений на приподнятом блоке, газоконденсатные залежи триасовых отложений - пласты T₁-X, T₁-X_а и газоконденсатные залежи юрских отложений - пласты J₁-I,II) не разрабатывались.

Газоконденсатные залежи пермских отложений (пласты P₂-I,II)

Залежи приурочены к продуктивным пластам Р₂-I_а, Р₂-I_б и Р₂-II; разрывным нарушением разделены на два блока - приподнятый и опущенный.

Промышленно газоносными утверждены запасы газа на приподнятом блоке и на восточном куполе опущенного блока.

На приподнятом блоке разработка залежи велась в 1984 - 1985 гг. скважиной № 107 (отобрано 6,4 млн м³ газа или 0,5 % от начальных запасов, составлявших 1225 млн м³).

В разработке пермских залежей опущенного блока принимали участие четыре скважины:

- скважины № 11 и 103 разрабатывали I свод восточного купола опущенного блока;

- скважины № 105 и 110 разрабатывали II свод восточного купола опущенного блока.

Начальные запасы «сухого» газа категории С₁ на восточном куполе опущенного блока составляли 4634 млн м³; на 01.01.2009 отобрано 2320 млн м³ или 50 % от начальных запасов, начальное пластовое давление 42,77 МПа снизилось к концу 2008 года до 21,40 МПа или на 50 %.

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась одной скважиной № 105. За период эксплуатации (1983 - 2008 годы) скважина отобрала 1649 млрд м³ газа, что составляет 36 % от общих запасов; дебит скважины снижался от 426 тыс. м³/сут в 1985 году до 184 тыс. м³/сут в 2008 году; текущее рабочее устьевое давление - 8,0 МПа, текущая депрессия на пласт - 9,5 МПа.

Газоконденсатные залежи триасовых отложений (пласты T₁-IV, T₁-X, T₁-X_а)

В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы в разработке находился III эксплуатационный объект:

- залежь пласта T₁-IV на опущенном блоке - начальные запасы «сухого» газа категории С₁ составляли 5223 млн м³, на 01.01.2009 отобрано 2629 млн м³ или 50 % от НБЗ, начальное пластовое давление 34,43 МПа снизилось к концу 2008 года до 12,09 МПа или на 65 %.

В разработке триасовой залежи T₁-IV принимали участие три скважины. В период авторского сопровождения 2005 - 2008 годы добыча газа велась двумя скважинами - № 65 и 110.

Скважина № 65 введена в эксплуатацию первой в 1981 году. Пластовое давление за период эксплуатации снизилось с 34,43 до 12,80 МПа, т.е. на 63 %. Дебит скважины снижался от 426 тыс. м³/сут в 1983 году до 157 тыс. м³/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,53 МПа, текущее рабочее устьевое давление составило 7,80 МПа. Скважина отобрала 1894 млн м³ газа, что составляет 36 % от начальных запасов пласта Т₁-IV_б.

Скважина № 110 переведена с горизонта P₂-I,II в 1993 году. Пластовое давление в районе скважины № 110 при ее вступлении в разработку составляло 22,52 МПа. За период эксплуатации пластовое давление снизилось до 14,2 МПа, т.е. на 37 %, или на 59 % от начального давления в залежи. Дебит скважины снижался от 322 тыс. м³/сут в 1993 году до 162 тыс. м³/сут в 2008 году. Текущая депрессия на пласт - 1,47 МПа, текущее рабочее устьевое давление - 7,82 МПа. Скважина отобрала 684 млн м³ газа, что составляет 13 % от начальных запасов пласта Т₁-IV_б;

- залежь пласта T₁-X на приподнятом блоке - начальные запасы газа категории С₁ составляли 5007 млн м³, отобрано 979 млн м³ или 20 %, начальное пластовое давление 28,84 МПа снизилось за период разработки до 21,50 МПа или на 25 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

- залежь пласта T₁-X_а на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С₁ составляли 1803 млн м³, отобрано 1322 млн м³ или 73 %, начальное пластовое давление 28,45 МПа снизилось за период разработки до 9,30 МПа или на 66 %, разработка залежи не ведется с 1997 года;

- залежи пласта T₁-X на западном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 379 млн м³ ) и на восточном куполе опущенного блока (начальные запасы газа 808 млн м³) в разработке не были.

Газоконденсатные залежи юрских отложений (пласты J₁-I,II)

В разработке находилось два эксплуатационных объекта:

- залежи пластов J₁-I,II на западном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С₁ составляли 4018 млн м³, отобрано 2134 млн м³ или 47 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 11,8 МПа или на 33 %, разработка залежи не ведется с 1996 года;

- залежи пластов J₁-I,II на восточном куполе опущенного блока - начальные запасы газа категории С₁ составляли 9146 млн м³, отобрано 4777 млн м³ или 52 %, начальное пластовое давление 17,60 МПа снизилось за период разработки до 13,9 МПа или на 21 %, разработка залежи не ведется с 1997 года.

2.3 Анализ показателей работы фонда скважин

Всего на месторождении пробурено 75 разведочных и эксплуатационных скважин, добыча газа велась 34 эксплуатационными скважинами.

На 01.01.2009 общий эксплуатационный фонд скважин составляет 18 единиц. Он состоит из трех действующих скважин (№ 65, 105, 110), двух бездействующих скважин (№ 11 и 30), четырех - наблюдательных (№ 66, 68, 104, 106), три скважины в консервации (№ 55, 62, 77) и шесть - ожидающие ликвидации (консервации) (№ 24, 71, 98, 103, 109, 111).

Принятая в проектном документе [2] схема эксплуатации Мастахского месторождения позволяет в период 2005 - 2035 годы производить годовые отборы газа от 100 до 152 млн м³ при количестве эксплуатируемых скважин от трех до восьми единиц. При этом запроектировано:

- увеличить фонд добывающих газ из пермских отложений скважин до двух единиц за счет возврата в эксплуатацию бездействующей скважины № 11 в 2008 году;

- ввести в эксплуатацию в 2019 году залежь триасовых отложений на восточном куполе опущенного блока - пласт Т₁-Х (залежь вводится в эксплуатацию переводом с нижележащего объекта бездействующей скважины № 30);

- возвратить в эксплуатацию в 2028 году залежи юрских отложений на восточном куполе опущенного блока - пласты J₁-I,II (залежи вводятся в разработку возвратом в эксплуатацию двух скважин из трех бездействующих (№ 55, 66 или 77));

- возвратить в эксплуатацию в 2032 году залежь пермских отложений на приподнятом блоке - пласт P₂-I_a (залежь вводится в разработку возвратом в эксплуатацию ожидающей ликвидации скважины № 98).

Очередность ввода объектов в эксплуатацию определялась их удаленностью от имеющейся УКПГ (связанными в связи с этим затратами на восстановление шлейфов, метонолопроводов и подъездных путей) и принципом отработки объектов «снизу вверх».

2.4 Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин и пластов

Исследования проводились по всему фонду действующих скважин в 2005, 2006 и 2008 гг.

Газогидродинамические исследования проводились в условиях стационарного режима фильтрации газа, а также снимались кривые нарастания и стабилизации (восстановления) давления.

ГГДИ позволили уточнить текущую продуктивную характеристику скважин:

- зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений;

- условия притока и уравнение притока газа к забою скважины.

Результаты обработки ГГДИ за 2008 год приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 04.02.2008

Таблица 2.3 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 18.04.2008

Таблица 2.4 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 24.08.2008

Таблица 2.5 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 65 23.10.2008

Таблица 2.6 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 28.02.2008

Таблица 2.7 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 12.04.2008

Таблица 2.8 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 29.02.2008

Таблица 2.9 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 24.10.2008

Обработка результатов исследований позволила получить уравнение притока газа к забою скважины, содержащее третий свободный член размерности разности квадратов пластового и забойного давлений (МПа²). Наличие данного члена связано, по всей видимости, с накоплением и последующим выносом жидкости (конденсата и воды) с забоя скважины.

Построенные по результатам исследований скважин в 2008 году графики осредненных индикаторных кривых представлены на рисунках 2.1, 2.2, 2.3.

Для скважины № 105 (пласт Р₂-I) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р²_пл - Р²_з = 1,111·Q + 0,0025·Q²; (2.1)

для скважины № 65 (пласт T₁-IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р²_пл - Р²_з = 0,150·Q + 0,0005·Q²; (2.2)

для скважины № 110 (пласт T₁-IV) уравнение притока газа к скважине в 2008 году имело вид:

Р²_пл - Р²_з = 0,260·Q + 0,0006·Q², (2.3)

Где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_з - забойное давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс. м³/сут.

Проницаемость пласта в зоне отбора скважины, рассчитанная по коэффициенту «А» и по коэффициенту КВД «в», составляла (Ч10^-15 м²):

Рисунок 2.1 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 105 в 2008 году



Рисунок 2.2 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 65 в 2008 году

Рисунок 2.3 - График осредненной индикаторной кривой для скважины № 110 в 2008 году

3. Технологические режимы эксплуатации скважин

3.1 Общие положения

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин зависит от множества факторов, связанных со структурой месторождения, характеристикой пористой среды и пластовых флюидов, конструкцией скважин и техническими условиями эксплуатации скважинного и промыслового оборудования и др.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Одной из основных задач проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение всего периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и конденсата при минимальных затратах. Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и опытной эксплуатации месторождения. Соответствующая информация, используемая при выборе технологического режима, накапливается при изучении геологического строения месторождения, проведении газо-гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. Объем информации, необходимый для установления технологического режима, достаточно широк. Поэтому правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества этой информации.

Для установления обоснованного технологического режима необходимо учесть:

- географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты; форму, тип, размеры и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти, наличие и активность подошвенных вод;

- условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойство промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению; влияние изменения давления на параметры пласта, водонефтегазонасыщеннооть пластов; совершенство скважин по степени и характеру вскрытия;

- составы газа, конденсата, воды и нефти, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, H₂S, CO₂, ртути и др.; присутствие органических кислот в пластовой воде; физико-химические свойства газа, конденсата, нефти и воды и их изменение по площади, и по разрезу; влагосодержание газа;

- конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле, условия транспортировки газа; техническую и технологическую характеристики применяемого скважинного и промыслового оборудования;

- условия потребления газа и жидкости по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа и т.д.

К основным факторам, влияющим на режим эксплуатации, относятся:

- деформация и устойчивость к разрушению продуктивного разреза; наличие активной подошвенной или краевой воды (нефти), способной сравнительно быстро обводнить скважину;

- условия, степень и характер вскрытия с учетом анизотропии пласта;

- наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды, концентрация этих компонентов, давление, температура и скорость потока по стволу;

- возможность образования жидких и песчаных пробок в процессе эксплуатации;

- многопластовость, различие состава газа, давлений и температур отдельных пропластков, наличие гидродинамической связи между ними, различие уровня газожидкостных контактов, неоднородность разреза месторождения.

По мере истощения месторождения, продвижения подошвенной и краевой вод, снижения дебита и давлений, изменения состава добываемой продукции наступает время, когда установленный режим не обеспечивает нормальную работу скважины. Тогда производят замену одного режима другим.

Каждый из перечисленных факторов с учетом дополнительных, не приведенных выше, требует разработки конкретных методов и технологий, позволяющих установить оптимальный технологический режим работы скважин и снять по возможности ограничения, связанные с влиянием на него того или иного фактора. Для некоторых из них, например, для наличия подошвенной воды, разрушения пласта, образования пробок и гидратов и т. д., разработаны эффективные меры, позволяющие повысить производительность газовых скважин.

Независимо от исходных условий, многообразия факторов, влияющих на технологические режимы работы скважин, принимаемый в проекте вариант по режиму эксплуатации должен быть экономически наиболее эффективным. Нарушение последнего условия возможно лишь временно и в исключительных случаях.

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин устанавливается и поддерживается в соответствии со сроками, указанными в проекте разработки для каждой скважины на месторождении, исходя из геологических и технологических условий.

В качестве критериев при выборе технологического режима используются:

Режим постоянного градиента на стенке скважины, если пласт неустойчивый при слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при превышении некоторого значения градиента давления. Как правило, разрушение породы в зависимости от устойчивости происходит, начиная от некоторого значения градиента Если пласт неустойчивый к разрушению, то разрушение начинается при любом градиенте.

Предельно допустимые градиенты давления в породах с различной устойчивостью приведены ниже:

dP/dR<0,05 атм/см -- в неустойчивых коллекторах,

0.05<dP/dR<0,l атм/см -- в слабоустойчивых коллекторах,

0,l<dP/dR<l,0 атм/см -- в среднеустойчивых к разрушению коллекторах,

1,0<dP/dR<l,5 атм/см -- в устойчивых к разрушению коллекторах,

dP/dR>1,5 атм/см -- в высокоустойчивых коллекторах.

Следует иметь в виду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на поздней стадии разработки, при обводнении скважин, а также после ремонта скважин. При режиме эксплуатации скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом песка, но эти изменения не влияют на дебит скважины, так как они незначительны.

При dP/dR =const расчет дебита ведется по следующим формулам:



Решаем методом Ньютона

Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны или обводнение скважины подошвенной водой.

Следует обратить внимание, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа, положения ГВК и величины вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды.

Таким образом, для обоснования технологического режима работы скважин в условиях возможного обводнения подошвенной водой имеются два основных направления работ:

1) приближенная оценка текущего безводного дебита газовых скважин, вскрывших изотропные и а пласты с подошвенной водой;

2) численное определение безводного или точнее, просто дебита скважины с учетом продвижения воды, путем использования геолого-математической модели скважины, вскрывшей однородные и неоднородно-многослойные пласты с подошвенной водой.

По методике Алиева З.С. предельный безводный дебит определяется так:

где

-- относительное вскрытие пласта,

-- относительный радиус контура питания,

К_о -- параметр, определяемый по формуле:

-- допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды, определяемая согласно работе по формуле:

где - плотности пластовой воды и газа в рабочих условиях, g -- ускорение силы тяжести; -- высота столба жидкости, обеспечивающая 0,1 МПа.

а_ис и b_ис -- коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по результатам исследования скважин, вскрывших пласт толщиной h на величину h_в.

Рисунок 3.1 Схема относительного вскрытия пласта

Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай P₃=Const связан с разработкой ненасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим не долговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин он заменяется другим режимом, более подходящим на данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме P₃=Const возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт.

Дебит определяется из уравнения притока:

Уравнение (14) преобразуется следующим образом:



где Dscr - дискриминант квадратного уравнения;

где а и b -- коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможности бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим может быть временно использован и при условиях добычи коррозионного-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок.

Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок и при этом не с начала разработки месторождения. Использование режима Р_у=Const всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций. Применение этого режима приводит к снижению дебита скважин ниже проектных. Такая ситуация возникает почти на всех месторождениях и приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения, не предусмотренного проектом.

Режим постоянной скорости потока, в особенности в интервале перфорации, используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Режим постоянной скорости потока по стволу должен быть использован для двух участков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно-эррозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей, должна быть 5 м/с. Ниже этого предела существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна быть 11 м/с, при которой интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения по стволу должна быть м/с.

Когда сила сопротивления среды R равна весу частицы в газовой среде G, получим:

где - безразмерный коэффициент сопротивления среды;

d - диаметр частицы; - плотность газа, кг/м³

v₀ - скорость движения частицы.

При Re<500:

При Re>500:

Из (3.19) получаем

где

По результатам опытов величин критической скорости дебит скважины определяется по формуле:

При выносе капель жидкости скорость, необходимая для выноса жидкости:

Дебит газа, при котором капли жидкости будут выноситься с забоя:

, (3.28);

, (3.29);

. (3.30);

(3.31);

(3.32);

Температурный технологический режим эксплуатации скважин

Для определения возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта необходимо использовать уравнения: движения газа в пласте, распределения температуры при снижении давления и уравнения равновесного гидратообразования.

Прежде всего, надо исходить из того, что при работе скважины наибольший перепад давления в пласте имеет место у стенки скважины. Следовательно, самая низкая температура газа в зоне, дренируемой скважиной, будет у стенки, и оно будет самой опасной зоной с точки зрения образования гидратов.

(3.33);

;

(3.34);

Распределение температуры газа в пласте с приемлемой точностью определяется по формуле:

(3.35);

где D_i -- коэффициент Джоуля-Томсона, G -- дебит скважины в кг/час. Для используемого при расчете распределения давления Q в тыс.м³/сут может быть переведен в G по формуле: G = 54сQ, (36)

с-- относительная плотность газа; С_р -- изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях.

При R=R_C можно найти потери температуры снижения давления при пуске скважины в работу с дебитом Q:

(3.36);

3.2 Методика расчета

Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянного градиента на стенке скважины

1. Исходные данные (R_c, R_к, С, А,В, P_пл.) принимаем из приложения

2. Определяем значения коэффициентов А₀ и В₀ согласно формулам (3.2), (3.3) соответственно;

3. Определяем f(Qi), f'(Qi) по формулам (3.4; 3.5);

4. Производим расчет допустимого дебита с помощью метода Ньютона;

5. Строим график зависимости f(Q_i) от Q_i,, определяем допустимый дебит.

Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянной депрессии на пласт.

1. Исходные данные (с_отн, Т_пл, h _г.ср, h_вск,, g, с_в, R_c, R_к, А, В, P_пл) принимаем из приложения

2. Рассчитываем критические, приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости по формулам (3.28; 3.29; 3.30; 3.31; 3.32);

3. Находим допустимую депрессию на пласт ДР²_д по формуле (3.14), K₀ и Q* по формулам (3.13), (3.10);

4. Находим Q_пб по формуле (3.8);

5. Строим графическую зависимость _.Q_пб от h_отн для определения предельного безводного дебита;

Обоснование скоростного режима эксплуатации проектной скважины.

1. Исходные данные (Р_з, Р_у, Т_з, d_нкт, Т_з, T_у, Z_з, Z_у, Р_ст, Т_ст) принимаем из приложения

2. Находим Z_у по формуле (3.28) Находим Z_з по формуле (3.28);

3. Определяем дебит скважины из условия, что v_з>5 м/с по формуле (3.25);

4. Определяем дебит скважины из условия, что v_з<11 м/с по формуле (3.24).

5. Определяем дебита выноса капельной жидкости по формуле (3.27).

Определение дебита при режиме постоянного давления на забое.

1. Исходные данные (Pпл , Pз , A, B);

2. Находим разность между ;

3. Составляем квадратное уравнение ;

4. Определяем корень квадратного уравнения по формуле (3.17);

Определяем давление на забое при режиме постоянного дебита.

1. Исходные данные (Pпл , A , B , Q );

2. Определяем значение Pз по формуле

Определяем значение дебита при режиме постоянного давления на устье скважины.

1. Исходные данные ( Tу , Tз , A ,B , Pу , H );

2. Определяем значения Tпр , Pпр, Zcр ,S , ;

3. Составляемсистему уравнений ;

4. Подставляем Pз в верхнее выражение и получаем квадратное уравнение;

5. Определяем значение дебита из квадратного уравнения;

6. Определяем значение давления на забое

3.3 Расчетная часть

Задача 1. Определение допустимого дебита проектной скважины при режиме постоянной депрессии на пласт.

Исходные данные: Rc=0,095 м , Rк=1000 м , сотн=0,605, Tпл=344 К , g=9,81 =1020,=10м.

Таблица 3.1 Исходные данные

№ скв.	А	В	Pпл ,МПа	,м	,м
65	0,06	0,0003	12,8	9	5.6
105	0,46	0,0024	20,54	25	15,5
110	0,035	0,0003	14,2	6,6	4,1

Таблица 3.2 Определение критических параметров и коэффициента сверхсжимаемости.

№ скв.	Tкр, K	Pкр, МПа	Tпр	Pпр	Z
65	198,051	4,65	1,74	2,75	0,866
105	198,051	4,65	1,74	4,42	0,873
110	198,051	4,65	1,74	3,06	0,864

Таблица 3.3 Расчёт необходимых параметров

№ скв.
65	91,8	0,62	0,058	0,002308719	10526,3
105	148,3	0,62	1,242	0,142513539	10526,3
110	103,5	0,62	0,025	0,001241578	10526,3

Таблица 3.4 Определение предельно допустимого дебита

№ скв.				Q, тыс.м3/сут
65	79718,7	132911	281,09	335,75
105	333722,2	1612751	993,93	409,7
110	64036,4	134219	282,5	268,4

Таблица 3.5 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №65

hотн	ДР2д, МПа2/м	K0	Q*	Q, тыс.м3/сут
0	0	0	0	0
0,1	188807,5	314790	176,27	211,5
0,15	178318,2	297301	209,51	251,3
0,2	167828,9	279813	234,40	281,2
0,25	157339,6	262325	253,44	304,0
0,3	146850,3	244836	267,90	321,4
0,35	136361,0	227348	278,50	334,1
0,4	125871,7	209860	285,69	342,7
0,45	115382,4	192372	289,73	347,6
0,5	104893,1	174883	290,77	348,8
0,55	94403,8	157395	288,85	346,5
0,6	83914,4	139907	283,93	340,6
0,65	73425,1	122418	275,86	330,9
0,7	62935,8	104930	264,37	317,1
0,75	52446,5	87442	249,03	298,7
0,8	41957,2	69953	229,10	274,8
0,85	31467,9	52465	203,32	243,9
0,9	20978,6	34977	169,19	203,0
0,95	10489,3	17488	120,35	144,4
1	0,0	0	0,00	0,0

Рисунок 3.2 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №65 Qопт=348,8 тыс.м³/сут при вскрытии 0,5

Таблица 3.6 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №105

hотн	ДР2д, МПа2/м	K0	Q*	Q, тыс.м3/сут
0	0	0	0	0
0,1	790394,8	3819674	616,88	255,3
0,15	746484,0	3607470	733,94	303,7
0,2	702573,1	3395266	821,88	340,1
0,25	658662,3	3183062	889,40	368,1
0,3	614751,5	2970858	940,93	389,4
0,35	570840,7	2758654	979,01	405,2
0,4	526929,8	2546450	1005,18	416,0
0,45	483019,0	2334245	1020,38	422,3
0,5	439108,2	2122041	1025,09	424,2
0,55	395197,4	1909837	1019,49	421,9
0,6	351286,6	1697633	1003,40	415,3
0,65	307375,7	1485429	976,33	404,1
0,7	263464,9	1273225	937,36	387,9
0,75	219554,1	1061021	884,92	366,2
0,8	175643,3	848817	816,49	337,9
0,85	131732,5	636612	727,64	301,1
0,9	87821,6	424408	609,66	252,3
0,95	43910,8	212204	440,23	182,2
1	0,0	0	0,00	0,0

Рисунок 3.3 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №105 Q_опт=424,4 тыс.м³/сут при вскрытии 0,5

Таблица 3.7 Зависимость дебита от относительного вскрытия скважины №110

hотн	ДР2д, МПа2/м	K0	Q*	Q, тыс.м3/сут
0	0	0	0	0
0,1	151665,1	317886	177,14	169,0
0,15	143239,3	300226	210,54	200,9
0,2	134813,5	282566	235,56	224,8
0,25	126387,6	264905	254,70	243,0
0,3	117961,8	247245	269,23	256,9
0,35	109535,9	229585	279,88	267,1
0,4	101110,1	211924	287,11	274,0
0,45	92684,2	194264	291,17	277,8
0,5	84258,4	176603	292,22	278,8
0,55	75832,6	158943	290,29	277,0
0,6	67406,7	141283	285,35	272,3
0,65	58980,9	123622	277,24	264,5
0,7	50555,0	105962	265,70	253,5
0,75	42129,2	88302	250,28	238,8
0,8	33703,4	70641	230,26	219,7
0,85	25277,5	52981	204,35	195,0
0,9	16851,7	35321	170,06	162,3
0,95	8425,8	17660	120,98	115,4
1	0,0	0	0,00	0,0

Рисунок 3.4 График зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта для скважины №110 Q_опт=278,8 тыс.м³/сут при вскрытии 0,5

Задача 2. Определение допустимых дебитов проектных скважин при режиме постоянного градиента на стенке скважины

Таблица 3.8 Исходные данные

№ скв	A, (МПа)2/(тыс. м3/cут)	B, (МПа)2/(тыс. м3/сут)2	Pпл, МПа	Rк , м	Rc , м
65	0,06	0,0003	12,8	1000	0,095
105	0,46	0,0024	20,54	1000	0,095
110	0,035	0,0003	14,2	1000	0,095

Таблица 3.9 Значения вычисленных коэффициентов фильтрационных сопротивлений А₀, В₀.

№ скважины	А0 (МПа)2/(тыс. м3/cут)	В0 (МПа)2/(тыс. м3/сут)2
65	0,03410	0,0015789
105	0,26141	0,0126316
110	0,01989	0,0015789

Таблица 3.10 Значения дебитов в зависимости от C.

С МПа/м	Cквж. №65 Q тыс.м3/сут	Cквж. №105 Q тыс.м3/сут	Cквж. №110 Q тыс.м3/сут
10	501,2	669,7	590,12

Задача 3. Определение забойного давления при режиме постоянного дебита

Таблица 3.11 Исходные данные.

№ скв.	A ,	B ,	, МПа	Q ,
65	0,06	0,0003	12,8	348,8
105	0,46	0,0024	20,54	423,4226
110	0,035	0,0003	14,5	278,4

Таблица 3.12 Определение давления на забое

№ скв.	Pз , Мпа
65	10,315695
105	13,524464
110	12,986302

Вывод: Из проведенных расчетов следует, чтобы поддерживать оптимальные дебиты нужно поддерживать рассчитанные давления на забое.

Задача 4. Определение давления на устье при оптимальном дебите

Таблица 3.13 Исходные данные.

№ скв.	Q, тыс.м3/сут	Pз , МПа	Tу, К	Tз, К
65	348,8	10,315695	292,8	341
105	423,4226	13,524464	293,9	345
110	278,4	12,986302	293	345

Таблица 3.14 Определение необходимых параметров для нахождения давления на устье.

№ скв.	S	Pу	Zср	?	дискриминант
65	0,237372	5,120095	0,864	0,000528	0,4067874
105	0,249666	7,181893	0,844	0,000546	1,14069631
110	0,23338	9,001585	0,851	0,000509	0,11317833

Задача 5. Определение минимального и максимального допустимых дебитов при скоростном режиме.

Таблица 3.15 Исходные данные: Pст=0,101325 МПа, Tcт=293,15 К Tпл=344 К, Ткр=198,051, Ркр=4,65 МПа, dнкт=0,073, Vзаб=5 м/с Vуст=12 м/с

№ скв.	Pзаб, МПа	Pуст, МПа	Tуст, К
65	10,315695	5,120095	292,8
105	13,524464	7,181893	293,9
110	12,986302	9,001585	293

Таблица 3.16 Определение дебита на устье скважины из условий, v_у<11 м/с

№ Скважины	Тпр(уст)	Рпр(уст)	Z(уст)	,
65	1,491	1,677	0,855	458,4
105	1,470	2,219	0,826	628
110	1,461	1,941	0,836	542,9

Таблица 3.17 Определение дебита на забое скважины из условий, что v_з>5 м/с

№ Скв.	Тпр(заб)	Рпр(заб)	Zзаб	Qзаб,
65	1,75	2,43	0,874	270,6
105	1,73	2,91	0,862	329,3
110	1,72	2,48	0,867	222,7

Вывод: Из выполненных расчетов следует, что данные дебиты входят в диапазон дебитов, при которых выносится жидкость и твердые частицы с забоя, а также при которых устьевое оборудование подвергается наименьшему износу.

Задача 6. Температурный режим

Таблица 3.18 Исходные данные.

Тпл, К	Тнс, К	Тммп, К	Ннс, м	Нскв, м	НММП, м	лтр	ср, Дж/(кг•К)
344,00	264	267	5,4	3200	389	0,017	2827,1

Таблица 3.19

cп,Дж/(кг·К)	лп, Вт/(м•К)	Rк, м	Rс, м	dНКТ, м	Ткр, К	Ркр, МПа	сММП, Дж/м3	лММП,Вт/(м•К)
960	1,6	1000	0,095	0,073	198,051	4,65	2,12	3,21

Таблица 3.20

№ Скв.	Q, тыс.м3/сут	Рз, МПа	Рпл, Мпа	h, м
65	348,8	10,315695	12,8	9
105	423,4226	13,524464	20,54	25
110	278,4	12,986302	14,5	6,6

Таблица 3.21 Определение параметров до ММП

№ скв.	G, кг/с	Тпр	Рпр	f(Di), Дж/(кг·К)	Di, K/МПа	f(ф)	Г, К/м	б, 1/м	ДTi, K
65	3,17	1,74	2,75	207,01	3,12	5,42	0,026451	0,000207	2,50
105	3,84	1,74	4,42	167,61	2,53	5,42	0,026451	0,000171	5,80
110	2,53	1,74	3,05	199,88	3,01	5,42	0,026451	0,000260	1,19

Таблица 3.22 Определение параметров в зоне ММП

№ скважин	ГММП, К/м	В	f(ф)ММП	бм, 1/м
65	0,007821	0,000129	8,816937	0,000255
105	0,007821	0,000129	8,816937	0,000210
110	0,007821	0,000129	8,816937	0,000320

Таблица 3.23 Определение термобарических параметров по стволу скважины №65

Hi, м	Тi, К	Tсрi, К	Рсрi, МПа	zсрi	si	иi	Pi, МПа
3300	341,50	341,50	10,32	0,874	0	0	10,32
389	312,15	326,82	7,91	0,879	0,2093033	0,0004974	5,50
0	309,10	310,63	5,11	0,901	0,0287102	0,0000537	4,73

Таблица 3.24 Определение термобарических параметров по стволу скважины №105

Hi, м	Тi, К	Tсрi, К	Рсрi, МПа	zсрi	si	иi	Pi, МПа
3300	338,20	338,20	13,52	0,858	0	0	13,52
389	312,92	325,56	10,70	0,857	0,215562011	0,0004862	7,88
0	309,88	311,40	7,47	0,872	0,029614135	0,0000521	7,05

Таблица 3.25 Определение термобарических параметров по стволу скважины №110

Hi, м	Тi, К	Tсрi, К	Рсрi, МПа	zсрi	si	иi	Pi, МПа
3300	342,81	342,81	12,99	0,864	0	0	12,99
389	312,52	327,67	11,11	0,857	0,214238	0,0004885	9,23
0	309,48	311,40	8,99	0,856	0,030183	0,0000511	8,75



Рисунок 3.5 График распределения давления и температуры по стволу скважины №65

Рисунок 3.6 График распределения давления и температуры по стволу скважины №105



Рисунок 3.7 График распределения давления и температуры по стволу скважины №110

Таблица 3.26 Определение равновесной температуры

	№ скв. 65	№ скв. 105	№ скв. 110
H	Pi, МПа	Трi, К	Pi, МПа	Трi, К	Pi, МПа	Трi, К
3300	10,32	284,57	13,52	286,91	12,99	286,56
389	5,50	279,13	7,88	282,24	9,23	283,61
0	4,73	277,83	7,05	281,28	8,75	283,14

Вывод: При заданном технологическом режиме работы скважин расчёты показывают, что во всех скважинах не создаются условия для гидратообразования. Все скважины работают в безгидратном режиме.

3.4 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов, изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.