Преза к курсачу

1.

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМПЕРАТРИЦЫ ЕКАТЕРИНЫ II»
Нефтегазовый факультет
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
«Разработка
эксплуатация
нефтяных
и газовыхнаместорождений»
Тема: «Анализ и и
выбор
технологии для
снижения водопритока
газовых скважинах»
Автор: студент гр. СНП-25-2 Скачков К.О.

2.

Разработка комплекса геолого-технических мероприятий для
повышения эффективности эксплуатации газовых и
газоконденсатных скважин в условиях самозадавливания
АКТУАЛЬНОСТЬ
Проблемы водопритока особенно велика для газовых месторождений, находящихся в стадии падающей
добычи. Снижение пластового давления и подъём газоводяного контакта приводят к интенсивному
внедрению пластовой воды в газонасыщенную часть залежи и к преждевременному водопроявлению в
газовых скважинах.
ЦЕЛЬ
Подбор и расчет ГТМ, обеспечивающее повышение эффективности эксплуатации действующих скважин
ЗАДАЧИ
Провести анализ текущего состояния разработки и выявить причины самопроизвольной остановки
скважин
Провести литературный обзор ГТМ по устранению причины остановки скважин
Выбрать, обосновать и рассчитать ГТМ
Провести оценку технологического эффекта от проведения ГТМ
Провести экономическую оценку целесообразности проведения ГТМ
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Мероприятия по снижению водопритока газовых
скважин на I ЭО
ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Проведение ГТМ для ограничения водопритока
2|10

3.

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
а
ПК1
Размер залежи (д*ш*в) – 42,5 км*18 км* 147 м
Характер насыщения - газовая
Тип
залежи
–
массивная,
сводовая,
водоплавающая
Тип коллектора – терригенный
Характеристика проницаемости продуктивной
толщи:
- средняя эффективная газонасыщенная толщина
составляет 43,9 м;
- средний коэф. пористости - 0,32;
- средний коэф. проницаемости - 745, 2 мД.
Начальные термобарические условия:
- cреднее пластовое давление 11,25 МПа;
- cредняя пластовая температура 32 °С.
б
Структурная карта по кровле сеномана (А), геологический разрез (Б):
1 — скважины, 2 — разломы, 3 — газоводяные контакты, 4 — залежи УВ, 5 — флюидоупоры, 6
— водонасыщенные песчаники, 7 — непроницаемые пропластки, 8 — скважина и ее номер
Сведения о запасах свободного газа:
- начальные геологические запасы 522 062 млн м3;
- остаточные извлекаемые запасы = 140 340 млн м3.
Вывод: I ЭО Юбилейного месторождения представляют собой газовую залежь массивного сводового типа с терригенными
коллекторами. Характеристики продуктивного пласта варьируются по проницаемости, мощности и термобарическим условиям. Наличие
значительных остаточных извлекаемых запасов газа подтверждает перспективность дальнейшей разработки.
3|10

4.

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ
РАЗРАБОТКИ ПК1
Карта изобар на 01.07.2021
Карта подъема
01.07.2021
ГВК
по
состоянию
на
Текущий ГВК по состоянию на 01.07.2021
Подвижные
01.07.2021
запасы
газа
по
состоянию
на
Вывод:
Пластовое давление в целом по сеноманской залежи относительно первоначального (11,25 МПа) снизилось на 8,93 МПа (79,38 %) и в среднем составляет 2,32 МПа. На Юбилейной
площади пластовое давление по залежи снизилось на 9,23 МПа (82,04 %) и составляет 2,02 МПа, на Южно-Юбилейной площади – на 5,98 МПа (53,16 %) и составляет 5,27 МПа.
Средневзвешенная высота подъема ГВК по месторождению составляет 21,16 м с начала момента разработки. Текущее положение ГВК варьируется от 1009 до 1190 м. По состоянию на
01.07.2021 в залежь внедрилось 952,1 млн. м3 воды.
4|10

5.

Анализ текущего состояния разработки
ПК1
Фонд действующих скважин
105
100
96
105105
104
102
90
95
101 98
Отбор газа, млрд м3
99 97
99 97
12
9,646
10
80
8,784
8,559
8,154
8
60
7,08
6,767
6,094
6
40
4
20
2
0
2015
2016
2017
2018
Фонд действуюших скважин. Проект
2019
2020
01.07.2021
0
2017
Фонд действуюших скважин. Факт
300
312
293
294
267
262
258
250
240
234
223
215
200
207
191
176 171
150
100
50
0
2015
2016
2017
Проект
2018
2019
2020
01.07.2021
2019
2020
Отбор газа, млрд м3. Факт
Гистограмма распределения скважин по
дебитам
Количество скважин, шт.
350
2018
Отбор газа, млрд м3. Проект
Средний дебит газа одной скважины, тыс.
м3 /сут
тыс. м3/сут
7,848
47,5 %
50
40
39,4 %
30
20
6,1 %
10
3%
4%
300-400
400-500
0
0-100
100-200
200-300
Дебит, тыс. м3/сут
Факт
5|10
На сеноманском газовом
промысле функционирует 129
скважин, из которых 97
активно эксплуатируются,
демонстрируя средний дебит
171 тыс. м³/сут, что на 2,8%
ниже проектного значения.
Фактическая добыча газа за
первое полугодие 2021 года
составила 1,16 млрд м³. На
Юбилейной площади
фактический дебит
соответствует плановому (148
тыс. м³/сут)

6.

Литературный обзор
В работах отечественных и
зарубежных
авторов
выделяется
несколько
основных
направлений
снижения
водопритока
в
газовые скважины: изоляция
обводняющихся пропластков;
установка водоизолирующих
экранов;
восстановление
герметичности
обсадной
колонны
и
заколонного
пространства;
селективное
вскрытие пласта-коллектора;
направленная
интенсификация
газонасыщенных пропластков;
оптимизация
режимов
эксплуатации и ограничение
отборов газа
Основные методы эксплуатации обводняющихся газоконденсатных скважин
6|10

7.

Опыт ограничения водопритоков
Работы по водоизоляции на Вынгапуровском и Комсомольском месторождениях выполнялись закачиванием
гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла с отвердителем лимонной кислотой с последующим
продавливанием композиции в обводненную часть продуктивного пласта и закреплением с помощью
цементного моста. На скважинах Ямсовейского и Медвежьего месторождений для проведения
водоизоляционных работ в продуктивные пласты закачивают водоизоляционный состав на основе реагента
«АКРОН». Высокую эффективность на этих месторождениях при проведении изоляционных работ будут иметь
составы и композиции на основе силикатного реагента «МОНАСИЛ», применение которых имеет ряд
преимуществ при проведении водоизоляционных работ в условиях отрицательных температур.
Технология изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД включает установку водоизоляционного
экрана на основе реагента «МОНАСИЛ». Выполненные работы по данной технологии позволяют закупоривать
основные водопроводящие каналы гелеобразующим составом, а крупные трещины заполняются цементным
раствором. Основным недостатком данной технологии является снижение фильтрационной характеристики
ПЗП. Закачка полимеров привела к существенному сокращению объемов добываемой воды, однако
одновременно наблюдалось снижение коэффициента проницаемости в десять раз.
6|10

8.

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ
Учеными Института проблем нефти и газа РАН и специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» было предложено решение – технология ограничения
водопритоков газовых скважин без их глушения с применением колтюбинговой техники. Технология предназначена для ограничения притока воды и
водоизоляции газовых скважин путем закачки в пласт специальной полимерно-гелевой системы (ПГС) без глушения газовых скважин и без использования
подъемников. Это приводит к образованию внутрипластового экрана, изолирующего скважину от подошвенной воды и притока воды во время
эксплуатации.
Описание и последовательность проведения работ по ограничению водопритоков в газовых скважинах. ПГС подается по колонне колтюбинга, из
которого в ствол скважины поступала вода. Одновременно с ПГС в кольцевое пространство (труб НКТ и колтюбинга) подается продавочная жидкость.
Накапливаясь на забое скважины, уровень продавочной жидкости создает значительное давление на жидкость ПГС, тем самым препятствуя ее прорыву по
кольцевому пространству в вышележащие продуктивные интервалы. Низкая вязкость буферной жидкости способствует значительному проникновению в
поровое пространство пласта, поэтому после закачки ограниченного (эффективного) объема продавочной жидкости для поддержания давления на забое в
межтрубное пространство, как правило, подается газ. ПГС после попадания в интервал перфорации вступает в контакт с водой и затвердевает. Таким
образом, на пути движения воды создается дополнительный экран, что значительно ограничивает приток воды и улучшает технологические показатели
добычи газа. После обработки скважина закрыта на реагирование 24-48 ч, после скважина пущена в эксплуатацию. На рисунке представлена схема
расстановки технологического оборудования при проведении работ по ограничению водопритоков.
Схема расстановки технологического оборудования при проведении
работ
по
ограничению
водопритоков.
Обозначения:
1)
цементировочный агрегат ЦА-320 (ЦА) – 1 ед.; 2) колтюбинговая
установка М-10 – 1 ед.; 3) емкость для перемешивания раствора
(чанок из комплекта ЦА-320); 4) емкостный парк объемом не менее
50 м3; 5) азотная компрессорная установка –1 ед.; 6) фонтанная
арматура.
7|10

9.

Технологическая часть
Критерии выбора скважины-кандидата
Аналитический расчет
Расчетный параметр
Объем обрабатываемой
зоны
Формула