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

Необходимость изменения режима работы скважин возникает:

I. Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая предельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно уменьшается.

II. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.

В скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.

III. Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, критерий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде постоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта.

В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в результате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV. Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной промывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

V. Когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологическогорежима возникает начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в процессе эксплуатации скважины производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при постоянной скорости движения потока, существенно влияющей на интенсивность коррозии, подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устьевое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

VI. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

Когда технологический режим устанавливается исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.

IX. Когда изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважин.

В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможны или нецелесообразны и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; использования механического способа; установления нового технологического режима.

X. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.

В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях - давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа.

Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, условиями сбора и подготовки газа, переводом от одной системы осушки к другой и начальными данными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.

Заключение

В моей работе была поставлена задача, выбрать для трех эксплуатируемых скважин наиболее оптимальный технологический режим для каждой из них.

Я посчитал шесть технологических режимов для каждой скважины, а также был проведен расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

Прежде чем, сделать выводы, я хотел бы отметить некоторые особенности моего месторождения. В особенности, то, что коллектор Мастахского месторождения хорошо сцементирован и градиент давления равняется 10 МПа/м, а также по анализу истории разработки выявлено, что из-за малого годового отбора уровень ГВК изменяется не значительно.

По расчетам выявлено, что дебиты на забоях скважин №65,105,110 не должны быть ниже 270,6, 329,3 и 222,7 тыс.м³/сут, и не больше 458,4, 628 и 542,9 тыс.м³/сут на устье. Так же при оптимальном вскрытии пласта 0,5 дебиты не должены быть выше 348,8 тыс.м³/сут для скважины №65, 424,4 тыс.м³/сут для скважины №105 и 278,8 тыс.м³/сут соответственно. При температурном режиме (таблица 3.26) выявлены, что гидраты не образуются в стволе скважины. В условиях хорошо сцементированных коллекторов, при режиме постоянного градиента давления, дебиты составили 501,2 тыс.м³/сут для скважины №65, 669,7 тыс.м³/сут для скважины №105 и 590,12 тыс.м³/сут соответственно. Так как газ из месторождения поставляется для Центрального промышленного района Якутии, то дебит у нас фиксированный и задается потребителем, поэтому основной ограничивающий фактор экономический и все скважины Мастахского месторождения эксплуатируются при технологическом режиме постоянного дебита.

Список использованных источников

Перемыщев Ю.А. Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ: Отчет о научно - исследовательской работе. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 250 с.

Алиев З.С., Мараков Д.А.: Разработка месторождений природных газов. - М: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2005. - 528 с.

Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.

Мстиславская Л.П. Основы нефтегазового дела: Учебник. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз, 2010. - 256 с.

РФ Протокол №2105 от 20.12.2000 г, заседания Центральной Комиссии министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (секция нефти и газа).

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. - 552 с.

Размещено на Allbest.ru