Повышение эффективности исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Нурмакин, Антон Валентинович

• Нурмакин, Антон Валентинович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Нурмакин, Антон Валентинович

Содержание

Введение

Глава 1. Анализ существующих методик исследования скважин

1.1 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям

1.2 Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации газа

1.2.1 Методы обработки результатов исследований

1.2.2 Особенности обработки результатов исследований скважин с 17 учетом различных условий их эксплуатации

1.2.3 Исследование скважины на одном режиме

1.2.4 Исследование скважины с водопроявлениями

1.2.5 Исследование скважины, расположенной в кусте скважин 26 1.2.6. Исследование горизонтальных скважин 27 Выводы к главе 1

Глава 2. Анализ факторов влияющих на результаты исследований

2.1 Влияние погрешности измерительных приборов на результаты ГДИ

2.1.1. Влияние погрешности манометров на результаты ГДИ

2.1.2. Влияние погрешности термометров на результаты ГДИ

2.2 Влияние конструкции скважины на результаты исследований

2.3 Влияние методов обработки промысловых данных на результаты 48 газодинамических исследований

2.4 Влияние способа вторичного вскрытия на продуктивность скважины

2.5 Влияние человеческого фактора на результаты газодинамических 58 исследований.

Выводы к главе 2

Глава 3. Анализ эффективности исследований скважин на 65 установившихся режимах

3.1 Анализ газодинамических исследований в период постоянной добычи

3.1.1 Анализ изменения основных продуктивных характеристик в период 69 постоянной добычи

3.1.2 Стабилизация режима при исследовании скважины на 75 установившихся режимах

3.2 Анализ газодинамических исследований скважин в период падающей 86 добычи

Выводы к главе 3

Глава 4 Совершенствование методов исследований скважин

4.1 Методика по исследованию скважин на установившихся режимах в 103 период постоянной добычи

4.1.1 Повышение достоверности интерпретации газодинамических 112 исследований.

118

4.1.2 Методика приближённого определения пластового давления в период постоянной добычи по оперативным данным телеметрии

4.1.3 Методика прогнозирования результатов газодинамических исследований в период постоянной добычи

4.2 Методика исследований скважин на установившихся режимах в 129 период падающей добычи

4.3 Методика исследований скважин работающих в режиме 135 самозадавливания

4.4 Оптимизация количества исследований в период постоянной добычи 140 Выводы к главе 4 145 Основные выводы и рекомендации

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности исследований газовых скважин на установившихся режимах фильтрации»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Процесс разработки месторождений углеводородного сырья обычно происходит в условиях острого дефицита геолого-технологической информации и недостаточной ее достоверности. Эта проблема является общей для большинства месторождений, и связана она с дискретным характером поступающих данных. Её эффективное решение требует теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований.

Одним из основных инструментов для получения информации о состоянии объекта разработки являются методы газодинамических исследований скважин (ГДИС). Следовательно, от этих методов во многом зависит эффективность мероприятий по контролю и рациональной разработке месторождения.

Изучение и освоение сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири на разных стадиях разработки связаны с определёнными трудностями и требует как совершенствования методик исследования, так и способов интерпретации исходных данных, полученных во время исследований. Существующие нормативные документы по исследованию скважин не в полной мере отражают особенности определения газодинамических параметров пластов и скважин.

Таким образом, совершенствование методов ГДИС газовых залежей является весьма актуальной и перспективной задачей.

Цель работы

Совершенствование методов контроля за разработкой газовой залежи путем повышения достоверности газодинамического исследования скважины (ГДИС) газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.

Основные задачи исследований

1. Выявление, систематизация и анализ основных факторов, влияющих на эффективность контроля за разработкой газовых месторождений.

2. Определение степени влияния погрешностей измерительных приборов на эффективность (или рациональность) применения методов контроля за разработкой газовых месторождений.

3. Совершенствование методов контроля за разработкой газовых месторождений в период постоянной и падающей добычи.

4. Разработка методики оптимизации объема исследований скважин на газовых промыслах в период постоянной добычи для повышения эффективности контроля за разработкой залежи.

Объект и предмет исследования

Объектом исследований являются газоносные пласты месторождений севера Западной Сибири, предметом исследования - методы исследований скважин на установившихся режимах фильтрации.

Научная новизна

1. Разработана методика оптимизации времени работы скважины на режимах, позволяющая уточнить величину водного фактора в процессе газодинамических исследований.

2. Разработана методика оптимизации количества исследований с целью регулирования разработки, позволяющая сократить непроизводительные потери газа.

3. Оценена достоверность определения забойного давления по подвижному столбу газа в сеноманских газовых скважинах в процессе контроля и регулирования разработки месторождений.

4. На основе статистического анализа большого объема геолого-промысловой информации оценено влияние погрешности измерительных приборов и методов обработки полевого материала на конечные результаты газодинамических исследований скважин.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Усовершенствованная методика исследований скважин, позволяющая достоверно определять водный фактор в процессе исследований скважин.

2. Алгоритм оптимизации объёма ГДИС в период постоянной добычи газа.

3. Совершенствования существующих методов исследований скважин и снижение влияния организационных, технологических и технических факторов на результат исследований.

Практическая ценность и реализация работы

В основу работы положены авторские исследования и инновации, реализация которых в течение последних лет ведётся на следующих месторождениях: Заполярное, Самбургское, Береговое и Медвежье. Предложены методики исследований скважин на разных этапах разработки газовых месторождений. По авторским методикам оценка продуктивности скважин показала достоверные результаты и определила возможность надежного прогноза изменения фильтрационных характеристик во времени.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований включает разработку методик ГДИС, их интерпретации и алгоритма оптимизации количества исследований.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на: 5-ой научно-практической конференции ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (г.Оренбург, 2011г.); Международной конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» «Инновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата» (г. Донецк, 2011г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука (г. Новосибирск, 2011г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром» (г. Москва, 20102013 гг.); на научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО

«Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым» (г. Тюмень, 20102013 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации для публикации материалов диссертации.

Состав и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка используемых источников из 79 наименований. Работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунков и 20 таблиц.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.г.-м.н., профессору А.Н.Лапердину, д.т.н. В. Н. Маслову, д.т.н., профессору A.B. Стрекалову, д.т.н., профессору С.И Грачову, д.г.-и.н. Г.И. Облекову. д.т.н., доценту С.К. Сохошко, д.т.н. .A.B. Кустешеву, к.т.н. П.С. Кротову, к.т.н. A.B. Колмакову, к.т.н М.С. Королеву, к.т.н. Ю.А. Архипову, к.т.н. О.В. Фоминых, к.т.н. В.З. Баишеву, к.т.н. Р.В. Баишеву, Ю.С. Наконечному, Я.С. Козловцевой.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры: коллекторские и фильтрационные свойства пласта, их изменение по площади и разрезу пласта; гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации; изменение фазовых состояний при движении природного газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения (залежи); условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность мероприятий по их удалению; степень и характер его изменения в процессе и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты; технологические режимы работы скважин. [20]

В целом исследования скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях делятся на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах и составляют начальную гидродинамическую основу для проектирования разработки. Они проводятся для определения параметров и продуктивной характеристики пласта, оценки добывных возможностей скважин и обоснования выбора технологического режима работы скважины.

Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения, их основной задачей является получение необходимой исходной информации для анализа и контроля за разработкой.

Специальные исследования проводятся для определения параметров, обусловленных конкретными условиями месторождения (наличие жидкости и механических примесей в потоке).

С учетом существующих технологий проведения газогидродинамических исследований, выделяют две группы исследований: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа.

Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида на забое, при которых не происходит изменение давления и дебита.

Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации газа отличаются меньшим временем и затратами на его проведение. При этом виде исследований можно получить сведения о фильтрационных характеристиках пласта, оценить степень гидродинамического совершенства скважины и фильтрационно-емкостные свойства удаленных от прискважинной зоны участков пласта. [41]

1.1. Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям

Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям обуславливается назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации; геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции (наличие значительного количества конденсационной воды, конденсата, фильтрата бурового раствора, агрессивных компонентов в составе газа, возможность разрушения призабойной зоны, образование гидратов в стволе скважины в процессе исследования, подтягивание конуса подошвенной воды); конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов; степенью освоения месторождения (наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа).[23]

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам, представленным на рисунках 1.1 и 1.2.[38]

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (рисунок 1.1). Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное исследование каждой из скважин. Такая схема (рисунок 1.2) требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения скважины к исследовательской линии. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на исследовательской линии.[72]

Рисунок 1.1- Оборудование устья скважины, при исследовании с выпуском газа в атмосферу

1 - скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - исследовательский автомобиль с лебёдкой; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера объёма жидкости; 7 -ДИКТ; 8 - факельная линия; 9 - манометры; 10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии; 13 - линия ввода ингибитора.

ю

Рисунок 1.2- Оборудование устья скважины, при исследовании с впуском газа в газопровод

1 - фонтанная арматура; 2 - манометры; 3 - термометры; 4 - емкости для жидких и твердых примесей; 5 - опоры; 6- сепаратор (трубный); 7 - измеритель расхода газа; 8 - линия ввода ингибитора; 9 - факельная линия

Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех режимах исследования. В некоторых случаях, когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту,

предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.[14]

1.2. Исследования скважин при установившемся режиме фильтрации

газа

Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах.

Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины.

За установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. [41 ]

Автором установлено что, в реальных промысловых условиях добиться полной стабилизации измеряемых параметров не представляется возможным, что связано с влиянием множества факторов на процесс исследований. В процессе исследований может произойти вынос порции жидкости скопившейся на забое, что непременно повлияет на стабилизацию параметров режима работы скважины (Р, <3, 1). Так же может произойти изменение температуры окружающей среды, что в свою очередь окажет влияние на работу измерительных приборов (манометров, термометров, расходомеров). Вследствие этого, во время исследований скважин возможна лишь условная стабилизация параметров работы

скважины, определить которую может лишь квалифицированный специалист. Например, в условиях сеномана Заполярного месторождения колебания давления при полной стабилизации скважины составляет 0.1 кгс/см .

1.2.1. Методы обработки результатов исследований

Уравнение притока газа к забою совершенной скважины, характеризующее зависимость потерь пластовой энергии от дебита газа, имеет вид:

Рпл2-Рз2=а-д + г>-<32 (1.1

)

где а и Ь - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от

параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а -

2 1

линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа /(тыс.м /сут); Ь -квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления,

МПа2/(тыс.м3/сут)2), зависящие от ФЕС пласта, несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, свойств газа); Рпл и Р3 - соответственно пластовое и забойное давление, МПа; <3 - дебит скважины, тыс. м /сут.

Аналитически коэффициенты фильтрационного сопротивления а и Ь описываются следующими формулами:

3,68цг-

Рст1Гп -МКк/^+С^Сг] (1.2)

к-ЬТст

0,0000068 рРТ-

. " •[(A/RcH//Rk)+C3+C4]

zPrrTA/h 2Т,.т (1.3)

где |i - коэффициент динамической вязкости, мПас; z - коэффициент

сверхсжимаемости газа, доли ед.; Рст, - значение стандартного давления, МПа; Тст

- значение стандартной температуры, К; Тпл - значение пластовой температуры,

К; к - проницаемость пласта, мкм ; h - толщина пласта, м; / - коэффициент

л

макрошероховатости, рсх - плотность газа при стандартных условиях, кг/м ; Ci и

Сз - коэффициенты совершенства скважины по степени вскрытия пласта, доли ед. и 1/м соответственно; С2 и С4 - коэффициенты совершенства по характеру вскрытия пласта, б/р и 1/м соответственно; RK, Re - радиус контура питания и радиус скважины, м.

При практических расчетах значение Rc берется по радиусу долота, которым вскрывался продуктивный пласт. Для устойчивых пластов, эксплуатируемых скважинами с открытым забоем, величина Rc по долоту соответствует истинному радиусу скважины.[45]

Для получения простых расчетных формул внешняя граница влияния работы скважин принимается в виде окружности с радиусом RK. Погрешность при замене фактического контура влияния скважины эквивалентной окружностью радиуса RK не очень велика. Так, например, при замене RK = 750 м на 250 и 500 м, коэффициент, а изменяется на 12 и 4,5 % соответственно. Как правило, RK определяют как половину расстояния между исследуемой и соседними скважинами.

2 2

Зависимость Рпл - Р3 от Q по формуле (1.1), называемая индикаторной линией, показана на рис. 1.3.

• ДР2 • AP2/Q

180,00 160,00 140,00 -120,00 -100,00

0,25

а.

< 80,00

2

60,00 40,00 20,00 0,00 -

1

0,00

100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00

Q, м3/сут

Рисунок 1.3 - Зависимость Рпл2 - Р32 от Q (1); зависимость (Рпл2 - Р32)/ Q от Q (2)

Для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ь применяют несколько методов (графические и численные), учитывающих характерные случаи и особенности исследований скважин на различных месторождениях.

Графический способ определения коэффициентов а и Ъ заключается в том что, по результатам исследования скважины для каждого режима вычисляют (Рпл - Р3 )/(3, по полученным значениям строят график в зависимости от С) (рисунок 1.3). Коэффициент, а определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на оси ординат, коэффициент Ъ — как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Графический способ определения коэффициентов а и Ъ\ по результатам

2 2

исследования скважины для каждого режима вычисляют (Р^ - Рзп )/((Зп - О;), по полученным значениям строят график в зависимости от ((^п + Результаты исследования, обработанные в этих координатах, располагаются по прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и имеющий угол наклона к оси абсцисс, тангенс которого равен Ъ (рисунок 1.4).

0,04

0,035

0,03

<У

0,025

0. ■

ю 0,02

Си

СУ сч 0,015

<3

0,01

0,005 -

0

О 100 200 300 400 500 600 700 800 900

(}, 0+0,, м3/сут

Рисунок 1.4- Зависимость (Рпл2 - Р32)/р от 0 и (Рз;2 - РЗП2)/(С>П - С>) от + <30

Численный способ определения коэффициентов а и Ь, с использованием следующих формул:

а

иЕо1-(!<*)'

2 2 2

где АР = Рпл - Р3 , N - общее число режимов. Суммы берутся по всем

л

измеренным значениям АР и С>.

Численный способ определения коэффициентов а и Ь, с использованием следующих формул:

д _ -РзП)/(Рп +<2,)2 + <?,)£(?,' -РзпХРп +С>,)/(С>п -Р, '

^(д^сичт-з.)]2 (1.6)

ъ _ "Ж -Р32П)^п ~ ) ~ £ (Рп + <3, (Р31 ~ Рзп ) ^п -0.)

^Е^п + (2,)2 "О^]2 (1.7)

где N - число режимов, уменьшенное на единицу. По формулам (1.6) и (1.7) вычислять коэффициенты а и Ъ рекомендуется только при наличии большого числа точек (15 - 20), так как в противном случае точность полученных значений будет очень низкой.

Определив аиЬ вышеуказанными способами, можно вычислить пластовое давление по формуле:

Рпл=(Р32+^ + ^2)1/2 (1.8)

В тех случаях, когда по каким-либо причинам пластовое давление определено с большой погрешностью, результаты исследования следует обрабатывать в координатах (Р32 - Рзп2)/(С>п - С>0 от (<3П+ <30. Здесь I = 1,2,3 ...ш; п

16

- порядковый номер одного из режима исследования, ш - общее число режимов. Коэффициенты а и Ь при этом могут быть определены как графически, так и численно. [52]

Наибольшее распространение в промысловых условиях получила интерпретация численным методом по формулам (1.4) и (1.5), но данная методика не учитывает множество факторов влияющих на результаты исследований.

Например, при использовании численного метода невозможно учесть погрешность измерительных приборов, что в свою очередь, не даёт возможности точного определения продуктивных характеристик, и они могут быть, как завышены, так и занижены.

1.2.2. Особенности обработки результатов исследований скважин с учетом различных условий их эксплуатации

Исследование скважин в условиях скопления и очищения забоя от жидких и твердых частиц

В процессе исследования скважины возможно образование песчано-жидкостной пробки или ее очищение по мере роста депрессии на пласт. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уменьшению пробки, что существенно влияет на коэффициенты сопротивления а и Ь.

Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, то есть отличию от нуля коэффициентов совершенства скважины по степени вскрытия пласта С1 и С3. В процессе исследования коэффициенты сопротивления а и Ъ могут существенно изменяться за счет увеличения С1 и Сз (если в процессе исследования происходит образование песчаной пробки) или за счет их снижения в результате очищения забоя по мере роста депрессии на пласт.

В большинстве случаев, встречаемых при исследовании скважин, происходит разрушение песчаной пробки, поэтому в результате уменьшения

высоты пробки по мере роста депрессии на пласт происходит снижение величин а и Ь. Это приводит к искажению формы индикаторной линии.

Экспериментально установлено, что для выноса частиц породы скорость потока должна быть более 2 м/с. Характер изменения высоты пробки, образованной из кварцевого песка с песчинками произвольной формы диаметром

3 3

от 0,05 10" до 0,2-10" м показан на рисунке 1.5. [20]

Рисунок 1.5 — Зависимость относительной высоты пробки от скорости газа

При исследовании скважины с разрушением пласта и выносом породы требуется определить максимальную депрессию, при которой не происходит разрушения пласта, а также зависимость содержания твердых частиц в продукции от депрессии.

При проведении исследований на установившихся режимах важно оценить предельную величину дебита, выше которой вынос песка прекращается (пробка разрушается). Коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и Ъ следует определять по режимам, полученным после разрушения пробки.

Обработка индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважины

Приемлемость использования данных эксплуатации для оценки текущих

продуктивных характеристик скважины путем построения и обработки

индикаторной линии и определения по ней коэффициентов фильтрационного

сопротивления а, Ь и, следовательно, проницаемости, гидропроводности,

18

пьезопроводности и других параметров пласта подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями. [28]

Пользоваться индикаторной линией, построенной по данным эксплуатации, для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления следует тогда, когда в процессе обработки не происходит разрушения призабойной зоны, газоносный пласт не обводняется контурной или подошвенной водой в области дренирования рассматриваемой скважины, насыщенность жидкостью призабойной зоны пласта практически не изменяется.

Исходными данными для построения индикаторной линии по данным эксплуатации могут служить зарегистрированные на промыслах режимные изменения в процессе разработки, как запланированные, так и случайные, вызванные необходимостью временного увеличения или уменьшения отбора из скважины с замером при этом давления и дебита газа.

Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ъ по индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважин, заключается в следующем.

Из имеющихся данных эксплуатации скважины выбирают несколько (минимум шесть-восемь) периодов ее работы с различными технологическими режимами, которые принимаются в качестве режимов исследования скважины (при этом, чем больше число точек за выбранный промежуток времени, тем надежнее построенная индикаторная линия). Для каждого из выделенных режимов используются зарегистрированные величины пластового, забойного давления и дебита. [5 9]

Забойное давление определяется либо по имеющимся замерам на некоторых режимах, либо рассчитывается по устьевым давлениям в трубах или затрубном пространстве.

Выбранные режимы обрабатываются по двучленной формуле притока газа

(1.1).

Существенное изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b дает основания для планирования проведения текущих исследований скважины с использованием тарированных приборов и оборудования. [64] Исследование скважин с выпуском газа в газопровод

При исследовании скважин с выпуском газа в газопровод диапазон изменения дебита по сравнению с дебитом, полученным при исследовании в атмосферу, заметно сужается из-за давления, поддерживаемого в системе внутрипромыслового сбора и подготовки газа, куда после диафрагмы поступает газ. Ограничение, накладываемое противодавлением системы внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа, не всегда позволяет качественно снять индикаторную линию в скважинах в зависимости от продуктивности пласта и пропускной способности скважины и шлейфа. [3]

Предельное значение дебита, обусловленное продуктивной характеристикой и конструкцией скважины, при исследовании с выпуском газа в атмосферу определяется по формуле:

Q = (- я* + (я*2 + 4Ь*(РПЛ2- Py2e2S))1/2)/2 Ь* (1.9)

При поддержании заданного после диафрагмы давления Р2 в системе внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа предельная производительность скважины будет определяться по формуле:

Q = (- а* + (а*2 + 4b*(Pj - P22e2S))1/2)/2 b* (1.10)

Таким образом, если дебиты скважины, определяемые по формулам (1.9) или (1.10), соответствуют 80 % максимума шкалы расходомера, то при исследовании скважины с выпуском газа в газопровод не возникнут причины, ограничивающие получение всей индикаторной линии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нурмакин, Антон Валентинович, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин / Алиев З.С., Бондаренко В.В. - М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 300 с.

2. Алиев З.С., Ли Г.С., Кузнецов Ю.С., Маловиченко Л.П. Стабилизация термобарических параметров на режимах исследований газовых скважин Уренгойского месторождения. - М.: «ИРЦ Газпром». НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», №3-4, 2000.

3. Алиев З.С. Анализ результатов исследований газовых скважин Ямбургского ГКМ и Заполярного ГНКМ / Алиев З.С. Хабибуллин P.A., Панкин H.A. - Казань: издательство Казанского государственного технического университета, 1999. 140 с.

4. Ахметов A.A. Капительные ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: « УГНТУ», 2000. - 219 с.

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра -Бзнесцентр», 2002. - 632 с.

6. Березняков А.И. Газодинамические исследования на газовых месторождениях севера тюменской области. - М.: «ИРЦ Газпром», 2001.-42 с.

7. Березняков А.И. Проведение газодинамических исследований скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений с использованием средств автоматизации / Березняков А.И., Харитонов А.Н., Малков A.B. - НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и шельфе». - М.: ИРЦ Газпром, 2000, №3-4, с 23-32

8. Березняков А.И., Харитонов А.Н., Садовой A.B. Комплекс средств автоматизации газодинамических исследований скважин. Мтериалы НТС РАО «Газпром». Состояние и основные направления развития

работ по созданию комплекса технологических средств автоматизации и контроля режимов отбора газа из скважин на газовых промыслах и подземных хранилищах газа. Москва, март- апрель 1998г., С. 87-92.

9. Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью. Труды «ВНИИГАЗа», 1974. - С. 60-69.

Ю.Бузинов С.Н. Определение пластового давления по кривым восстановления давления в остановленных скважинах. - М.: ВНИИГАЗ, CHT «Комплексный контроль за разработкой газовых месторождений», 1976. С. 63-146.

11.Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью. Труды «ВНИИГАЗа», 1974. - С. 60-69.

12.Бузинов С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. - М.: «Недра», 1984, 269 с.

13.Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью. Труды «ВНИИГАЗа», 1974. - С. 60-69.

14.Васильевский В.Н, Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. Учебник для рабочих, - М.: «Недра», 1983, 310 с.

15.Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П. Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. -М.: Недра, 1998.-479 с.

16.Габриэлянц М.Г. Обработка результатов исследований по внутрикустовому взаимодействию скважин на Уренгойском месторождении. СТН «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири». -М.: ВНИИГАЗ, 1982. -С. 120-127.

17.Гасумов P.A., ГейхманМ.Г., СалиховЗ.С., МосиенкоВ.Г. Проведение капительного ремонта в скважинах месторождений Крайнего Севера, предотвращающего образование песчаных пробок и разрушение призабойной зоны пласта: Обз. инф. Сер.: Бурение газовых и

148

газоконденсатных месторождений. - M.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. -108 с.

18.Гасумов P.A., ТенишевЮ.С., Липчинская Т.А., Шихалиев И.Ю., Белолапотков Г.Г., Мазанов C.B. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин в процессе их эксплуатации и ремонта: теория и опыт: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. -88 с.

19.Гвоздев Б.П, Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. - М.: Недра, 1988.-575 с.

20.Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. - М.: «Наука», 1995. - 523 с.

21.Грицишин Д.Н., СалиховЮ.Б., Цветков H.A. Новые технологии эксплуатации газоконденсатных скважин с низкими устьевыми параметрами на Уренгойском НГКМ / Материалы науч.-техн. конф. «Проблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса» Н. Уренгой, 2000. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С. 150-159.

22.Гордеев В.Н. Оперативный контроль и анализ состояния разработки месторождения Медвежье // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Реф. сб./ ООО «ИРЦ Газпром». - М., 1997. - № 12. - С. 14-18.

23.Гугняков В.А., Харитонов А.Н., Поляков В.Б. Повышение эффективности газодинамических исследований скважин. Сборник трудов молодых учёных и спициалистов ООО «Надымгазпром». - М.: ИРЙ, 2000, С. 6-12.

24.Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 306 с.

25.Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 214 с.

26.Дегтярев Б.В. Определение дебитов скважин и оптимальное число режимов при газодинамических исследованиях. - М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и шельфе», 1998, №11-12.-С47-51.

27.Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. - М.: Недра, 1988. - 203 с.

28.Динков A.B., Ли Г.С., Кузнецов Ю.С., Пономарёв А.Н. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения в условиях обводнения и разрушения коллектора призабойной зоны. М.; «Недра». НТС «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса», 1998, с 317-322.

29. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 109 с.

30.Дубров Ю.В. Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений / автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «УГТУ», Ухта: 2007. - 24 с.

31.Егурцов H.A., Облеков Г.И., Березняков А.И., Харитонов А.Н. Оптимизация технологии газодинамических исследований скважин Ямсовейского газового месторождения с использованием автоматизированных средств измерения. - М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и шельфе» 2000, № 3-4, С. 33-42

32.Единая методика проведения исследовательских работ и обработки результатов исследований применительно к северной части Уренгойского месторождения. Отчёт о НИР по договору № 55-88 на тему: «провести комплекс специальных газодинамических исследований сеноманской залежи северной части Уренгойского месторождения (УКПГ-11, 12, 13, 15)». НПО «Тюменгазтехнология» , УФ ТюменНИИГипрогаз, г. Н. Уренгой, 1988.

33.Ермилов О.М., Алиев 3.С., Ремизов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М.: «Наука», 1995. - 359 с.

34.Ермилов О.М. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуотации месторождений / О.М. Ермилов, А.Н. Лапердин; С.И. Иванов; отв. редактор А.Э. Конторович. — Новосибирск: «СО РАН», 2007. - 289 с.

35.Ермилов О.М., Маслов В.Н., Нанивский Е.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах. - М: «Недра», 1987. -204с.

36.Желтов Ю.В., Мартос В.Н.,Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: «Недра» , 1979. - 254 с.

37.3акиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М.: «РАН, Институт проблем нефти и газа», 2004.- 520 с.

38.Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г.А. Зотов, З.С. Алиев. - М.: «Недра», 1980, - 380 с.

39.3отов Г.А., Кормишин А.К. Опыт проведения газодинамических исследований скважин в карбонатных породах большой мощности // Обзор, инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и

газоконденсатных месторождений. - Вып. 4, 1982. - М.: «ВНИИЭГазпром». - 45 с.

40.Зотов Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, A.B. Динков, В.А. Черных. - М.: «Недра», 1987. - 169 с.

41.Карнаухов M.JI. Современные методы гидродинамических исследований скважин / M.JI. Карнаухов Е.М. Пьянкова. - М.: «Инфра-Инженерия», 2010. 432 с.

42.Карнаухов M.JI. Справочник по испытанию скважин - М.: «ЦентрЛитНефтегаз», 2008.- 376 с.

43.Кашпаров М.М., Конторщикова O.A. Оценка производительности скважин куста / «Газовая промышленность». - №3, 2003. - Москва. - С. 44-46.

44.Кирсанов А.Н., Лапердин А.Н., Нелепченко А.Е. Методология оперативной обработки геолого-геофизической информации при проектировании и разработке газовых месторождений // Обзор, инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - Вып. 4, 1989. - М.: «ВНИИЭГазпром». - 35 с.

45.Кононов В.И., Березняков А.И, Облеков Г.И., Поляков В.Б. Устройство для проведения комплексных газодинамических исследований НТС «геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе». - М.: ИРЦ Газпром, 1999, №8, с 44-50.

46.Коротаев Ю.П. Зотов Г.А. Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации.// Научные труды «Подземная гидродинамика». - М.: Госуд. Научно - технич. Изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1963, 182 с.

47.Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. - М.: «Недра», 1968. - 426 с.

48.Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: «Недра», 1975.-415 с.

49.Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. - Л.: Машиностроение, Ленингр. Отд-ние, 1982. -214 с.

50.Крылов Г.В. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. -Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - 392 с.

51.Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо» ,2010. -212 с.

52.Ланчаков Г.А. Газогидродинамические исследования коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами / Ланчаков Г.А., Бердин Т.Г., Ли Г.С. - М.: «ИРЦ Газпром», 2001. - 46 с.

53.Лапердин А.Н. Нетрадиционные методы анализа геологической и промысловой информации при разработке газовых месторождений Тюменской области // Обзор, инф. сер. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности- М.: «ВНИИЭгазпром», 1990.-36 с.

54.Лапердин А.Н., Голубкин В.К., Маслов В.Н., Дмитрук В.В., Ермилов О.М., Масленников В.В и др. Опыт разработки сеноманской залежи газа месторождения Медвежье. // Обзор, инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - 51 с.

55.Лапердин А.Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин / А.Н. Лапердин, Ю.Ф. Юшков, В.Н. Маслов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Тр. «ВНИИОЭНГ». - М.:, 1987. -Вып.11. - С. 8-12.

56.Лапердин А.Н., Юшков Ю.Ф., Дюкалов C.B. и др. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Тюменской области // Обзор, инф. Сер. Совершенствование систем разработки

153

газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области.- М.: «ВНИИЭГазпром», 1985.- Вып. 7 - 36 с.

57.Лапердин А.Н. Нетрадиционные методы анализа геологической и промысловой информации при разработке газовых месторождений Тюменской области // Обзор, инф. сер. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности— М.: «ВНИИЭгазпром», 1990.-36 с.

58.Лапук Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002.- 296 с.

5 9. Лапшин В.И. Обзор методов проведения газодинамических исследований скважин АГКМ / Алексеева И.В., Елфимов В.В., Филлипов А.Г., Масленников А.И., Лапшина A.A., Калачихина Ж.В., Изюмченко Д.В., Шугаев А.П. - М.: «ИРЦ Газпром», 2002. - 69 с.

60.Мамаев В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов и др. - М.: «Недра», 1969. -208 с.

61.Мамаев В.А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. - М.: «Недра», 1978. -270 с.

62.Меньшиков С.Н. Особенности эксплуатации газовых скважин медвежьего месторождения / С.А. Варягов, И.В. Мельников, А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов // «Наука и ТЭК». - 2011. - № 3. - С. 33-36.

63.Методика проведения и обработки результатов исследований с использованием приборов AMT для решения задач нестационарной фильтрации пластового флюида. Отчёт о НИР по теме «Проведение исследований по внедрению новой техники и совершенствованию методик проведения промыслово-исследовательских работ в скважинах». - Н. Уренгой: НТЦ ООО «Уренгойгазпром», 2000.

64.Минеев Б.П., Сидоров H.A. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981. - 280 с.

65.Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов O.JL, Басниев К.С, Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. - М.: ОАО Издательство Недра, 2003. - 880 с.

66.Морозов И.С., Харитонов А.Н. Технологии эксплуатации низкодебитных скважин на завершающем этапе разработки месторождения Медвежье / Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы заседания НТС секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» ОАО «Газпром» (г.Анапа, 26-30 октября 2009 г.). - ООО «Газпром экспо»,

2010.-С. 39-54.

67.Немировский И.С. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения. / Немировский И.С., Ермилов О.М., Березняков А.И., Тер-Саакян Ю.Г., Маргулов А.Р., Мурзалимов У.Г. // Обзорн. Информ., серия. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ВНИИЭГазпром, 1990. - 40 с.

68.Павлов С.Д. ЗолоташкоВ.И. Определение депрессии на пласт при освоение и исследовании скважин / «нефтегазовые технологии». — 2002. - №2. С 10-12.

69.Пеливанов Ю.П. Методика оценки объема конденсационной воды, выделяющейся в стволах газовых скважин / Ю.П. Пеливанов, A.C. Епрынцев, П.С. Маслаков, A.B. Нурмакин // «Наука и ТЭК» - №5,

2011.- Тюмень. - С. 61 -62.

70.Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; руководитель А.Н. Лапердин. - Тюмень, 2010. - 615 с.

71. Р Газпром добыча Надым 012-2011: Рекомендации по назначению технологического режима скважин газового промысла / ООО «Газпром добыча Надым». - Надым, 2011. - 33 с.

72.Р Газпром 086-2010: Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I. / ООО «Газпром экспо». - Москва, 2011.-234 с.

73. Р Газпром 086-2010: Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть II. / ООО «Газпром экспо». - Москва, 2011. - с.

74.Свалов A.M. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. - М.: ООО «Либроком», 2009. - 256 с.

75.Стрижов И. Н., Ходанович И. Е. Добыча газа. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003, 376 стр.

76. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455 с.

77.Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. - М.: ОАО издательство «Недра», 1999. - 659 с.

78.Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. - 304 с.

79. Р. Эрлагер мл. Гидродинамические методы исследования скважин. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. — 512 с.