Повышение эффективности эксплуатации сеноманских залежей Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

1.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему:
«Повышение эффективности эксплуатации
сеноманских залежей Заполярного
нефтегазоконденсатного месторождения в
условиях обводнения газовых скважин»
Автор: Касымов Максим
Группа: ДГ-18
Руководитель: доцент Раупов И.Р.
Кафедра РЭНГМ
Санкт-Петербургский горный университет, 2022

2.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ
ЗАДАЧИ РАБОТЫ
Анализ причин
обводнения
скважин
Анализ
прогнозировани
я обводнения Анализ систем
скважин
определения
генезиса воды
Выбор ГТМ по борьбе с
обводнением и
определение его
эффективности на
основе газовой
скважины
Анализ
возможных
способов
борьбы с
обводнением
скважин
ЦЕЛЬ РАБОТЫ
Повышение
эффективности
эксплуатации
сеноманской газовой залежи ЗНГКМ в условиях
обводнения газовых скважин
2/12

3.

ЗАПОЛЯРНОЕ
Краткое описание и характеристика района
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
80млн. т
Характеристика сеноманской залежи
Заполярного месторождения
газового
конденсата и
нефти
СОСТАВ
ГАЗА
32,3%
N2
1,1%
СН4
98,3%
C 2Н 6
0,1%
He+Ar
0,18%
C 3 Н8
0,02
%
CO2
0,3%
0,7 мкм
2
33,7%
ПОРИСТОСТЬ
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
ОСТАТОЧНАЯ
ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ
Среднее значение
Среднее значение
Среднее значение
НАЧАЛЬНЫЕ
ЗАПАСЫ
>3,5 трлн. м
ГАЗ (C1 +C2)
3
130
млрд м3
газа в год
ПРОЕКТНАЯ
МОЩНОСТЬ
55
ед.
КОЭФФИЦИЕНТ
РАСЧЛЕННОСТИ
68,15 м
ЭФФЕКТИВНАЯ
ГАЗОНАСЫЩЕННАЯ
ТОЛЩИНА
71%
17,1 г / л
ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ
Изменяется от 25%
до 96%
МИНЕРАЛИЗАЦИЯ
ВОДЫ
3/12

4.

График годового отбора газа из сеноманской залежи
120.00
1800
100.00
105.00
101.47
98.52
104.31
102.00
101.11
95.00
1235
67.88
956
892.55
864.95
845.83
818.12
60.00
413.1
314
64.00
61.00
900
25.52
21.49
19.12
17.06
25.00
24.00
22.00
18.0018.00
24.00
16.00
Годовой отбор газа
Накопленный отбор газа
Действующий фонд скважин
Средний дебит скважин
300
2018
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2017
2017
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2016
2016
4 квартал
3 квартал
1 квартал
2015
2015
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2014
2014
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2012
2012
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2011
2011
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2010
2010
4 квартал
3 квартал
2 квартал
1 квартал
2009
2008
2007
2006
2005
16.00
13.00
7.00
112.84
44.96
2004
24.00
23.00
20.0019.00
22.00
21.00
16.00
14.00
13.00
11.00
207.84
2003
2002
7.77
1200
2 квартал
165
0.00
86.00
72.00
996.86
969.46
947.98
922.46
23.19
307.98
20.00
7.77
96
1500
787.55
759
757.12
743
740
740.06
725
776 705
716.87
761
690
689
682
686.45
664 685 644
656
634
613.09
609 600
589
578
559
553
549
600
545
519
517
509
505.25
499
496
488 488 488552
488 488 506
488 506
488 506
488 506
488 506
488 488 488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
488
487
485
482
476
471 467
470.5
470
464
458.25
446 446 44630.44
446 44630.57
446 446 446 446 29.91
442 446 446 446511.62
439
434 44630.42
481.5
412
406
27.71 27.60
27.40
378
37.19
2001
Годовой отбор газа, млрд м3
73.35
40.00
1246
119812091222
11601182
11241142
1098.86
2013
80.00
13571379
13281341
1307
126012671283
83.00
14421465
14031423
Суммарный отбор газа, млрд
м3
Действующий фонд скважин,
105.12
100.14
0
2018
4/12

5.

АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ
Произведен анализ разработки ЗНГКМ
Объектом исследования были выбраны
обводняющиеся газовые скважины, которые вскрыли
продуктивный горизонт ПК1
488
2503,97
добывающих
скважин
м
3
млрд
1311,85 м
начальный ГВК
16 лет
время постоянных
начальные запасы
отборов
газа
пласта ПК1сеноманской залежи были выявлены
В процессе анализа
разработки
следующие проблемы газовых скважин:
Песчаноглинистая
пробка
Жидкостные
пробки
Межколонное
давление
Мероприятие:
Мероприятие:
Мероприятие:
Несколько раз в год
необходимо проводить
исследование по
расположению
искусственного забоя
Необходимо проводить ГХА
для установления генезиса
воды с последующем
решением по ГТМ
Необходимо определять
герметичность устьевых
уплотнений и участков
поступления газа в
межколонное
пространство
5/12

6.

Причины обводнения газовых
Произведен анализ разработки ЗНГКМ
скважин
Основные причины скопления жидкости на забое сеноманских газовых
скважин:
Недостаточная скорость движения пластовых флюидов по НКТ из-за низких
продуктивных характеристик скважины;
Ограничение дебита из-за постоянного притока подошвенной воды
(образование конусов);
Ограничение дебита по геолого-техническим причинам: вынос
песка и превышение максимально-допустимой депрессии на пласт.
В проектных документах ЗНГКМ вода с минерализацией менее 1 г/л относится к
конденсационным водам.
КОНДЕНСАЦИОН
НАЯ ВОДА
ПЛАСТОВАЯ ВОДА
6/12

7.

Основные
способы борьбы с
POWER
Произведен анализ существующих технологий борьбы обводнения газовых
обводнением скважин
скважин
ЦИКЛИЧЕСКО
Е
ВОЗДЕЙСТВИ
Е
Продувка
МЕХАНИЧЕСКОЕ
ВОЗДЕЙСТВИЕ
Смена диаметра лифтовой
колонны, плунжерный лифт,
газлифт
ХИМИЧЕСКОЕ
ВОЗДЕЙСТВИЕ
Сброс ТПАВ
СПОСОБЫ
БОРЬБЫ С
ОБВОДНЕНИЕМ
СКВАЖИН [2]
РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫЕ
РАБОТЫ
7
7/12

8.

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
Выбор оптимального способа борьбы с обводнением скважины
Эффективность ГТМ по борьбе с обводнением газовых скважин складывается из двух
основных факторов. Во-первых, своевременное обнаружение появление жидкости на
забое скважины. Например, при помощи отслеживания параметров скважины таких как,
дебит, устьевое и затрубное давления, температура. Во-вторых, верное определение
генезиса воды, задавливающая скважину.
На слайде представлена блок-схема по выбору ГТМ по борьбе с обводнением
скважин. По данной схеме была просчитана эффективность применения продувки, сброса
ТПАВ, а также замены ЛК на скважине № 2047. Скважина задавливается конденсационной
водой.
8/12

9.

РЕАЛИЗАЦИЯ РАСЧЕТА В ПРОГРАММЕ
Выбор оптимального способа борьбы с обводнением скважины
DELPHY
9/12

10.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И
Итоги и результаты работы
РЕКОМЕНДАЦИИ
Сеноманскую залежь ЗНГКМ подстилает
подошвенная вода апт-сеноманского
комплекса. По мере истощения залежи
ГВК будет подниматься, обводняя
скважины.
Была просчитана
эффективность применения
продувки, сброса ТПАВ, а также
замены ЛК на скважине №
2047.
Накопленная добыча за год в
результате проведения продувки –
21,79 млн. м3, при сбросе ТПАВ – 19,1
млн. м3, при замене ЛК – 31,61 млн. м3.
Для скважины №2047 наиболее эффективным и
прибыльным будет замена ЛК.
Чистая прибыли при
осуществлении
продувки скважины – 7,48 млн.
руб, при сбросе ТПАВ – 4,62 млн.
руб, при замене ЛК – 19,48 млн.
руб.
Доказаны экономическая эффективность и
окупаемость проекта. Обоснованы его
техносферная и экологическая
безопасность
10/1
2

11.

СПАСИБО ЗА
ВНИМАНИЕ!

12.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Список литературы
1. Ли Дж., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические
решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. – М: ООО “Преимум
Инжиниринг”, 2008. – 384 с;
2. Subhashini S, Arul karthi S. Study on Indentifying Liquid Loading in Gas Wells and Deliquification
Techniques // Internetional Journal of Engineering Research & Technology (IJERT). – 2019. – Vol.8 Issue 06. –
P. 1434-1445;
3. РД 51-90-84 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в
атмосферу в газовой промышленности. – М.: ОАО “Газпром”, 2005. – 63 с;
4. Ермолаев А.И. Методика выбора обводняющихся газовых скважин для применения газлифта //
Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2018. - № 1(33). – С. 71-76;
5. Папулов А.С. Применение плунжерного лифта для удаления жидкостной пробки с забоя газовых
скважин // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых.
– 2018. - №1. – С. 172-175;
6. Стрижнев, К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. - СПб.: «Недра»,
2010. - 560 с

13.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Методика выбора ГТМ
1. Фактическая скорость потока в трубе:
6. Забойное давление, при котором возможно проведение
продувки: