Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Закачка

ШФЛУ с продавкой в пласт газом высокого давления прове-

дена с 11 до 19 февраля 1988 г. Всего было закачано 1844 м

(1051 т) ШФЛУ

(регламентом предусматривалось закачать 925 т ШФЛУ) и 1,312 млн. м

су-

хого газа (по регламенту — 1,295 млн. м

). Для оперативного контроля за

параметрами работы после пуска в эксплуатацию осуществлялись кон-

трольные исследования

13.04.88-26.04.88

22.08.88-28.08.88.

Основные

результаты всех исследований приведены на рис. 3.78

—

3.80.

Динамика

параметров, показанная на рис. 3.78, показывает, что отра-

г, "С

-10

-30 •

-50

0,6

0,5

Октябрь

Декабрь

Февраль

Апрель

Июнь

Август

Октябрь

месяцы

Л/к

0,3

, . .1

140

110

Октябрь

Декабрь

Февраль

Апрель

месяцы

Июнь

Август

Октябрь

Рис.

3.78. Динамика

основных

показателей эксплуатации скв. 154 - Вуктыл до и

после

обра-

ботки ее

призабойной

зоны:

а — температура сепарации t и конденсатогазовый фактор q; б — плотность и молекулярная

масса конденсата (р

, MJ, содержание компонентов

ЮС

401

50 100 150

Дебит

газоконденсатной

смеси,

тыс м

/сут

200

Рис.

3.79. Изменение

продуктивности

скв. 154 - Вуктыл

после

обработки ее

призабойной

зоны:

— до обработки; 2 — после обработки (апрель 1988 г.); 3 — после обработки (август

1988 г.)

"к

100

200 300

(7,

тыс

/сут

Рис.

3.80. Результаты

гидродинамических

исследований

скв. 26 - Вуктыл до (/) и

после

(//)

обработки ее

призабойной

зоны:

1—6 — номера измерений

ботка скважины после воздействия происходила в два этапа. Первый этап

продолжался около 2 мес с момента пуска в работу до середины апреля.

Контрольные

исследования в апреле показали, что продуктивность сква-

жины

заметно снизилась (рис.

3.79).

Уменьшение дебита газа составило

46 тыс. м

/сут (т.е. 20 % от исходного). Одновременно понизилось содер-

жание конденсата (до 36 г/м

). Данное явление объяснялось (согласно дан-

ным

СеверНИПИгаза) тем, что часть вскрытых интервалов

IV—V

пачек,

402

расположенных ниже основных газоотдающих, тоже отдавала газ. В ре-

зультате

закачки ШФЛУ эта часть интервалов оказалась блокированной,

поскольку перед подачей ШФЛУ в скважину было закачано 12 м

метанола

для снижения

устьевых

давлений.

Дальнейшие наблюдения за характером работы скважины показали,

что ее продуктивная характеристика постоянно восстанавливалась с одно-

временным ростом содержания конденсата и дополнительным поступлени-

ем пропан-бутановых компонентов (см. рис. 3.78, а и б). Уже в апреле

1988 г. при проведении контрольных исследований на термокривых стала

отмечаться работа интервалов 2712

—

2730

2866

—

2930

м. Таким образом,

на

втором этапе отработки отмечалось подключение тех интервалов плас-

та, которые, по всей видимости, стали более интенсивно очищаться от за-

качанных агентов. Контрольные исследования

22.08.88

—

26.08.88

свидетель-

ствовали о восстановлении продуктивности до исходного уровня. Тем не

менее дальнейшего улучшения продуктивности скважины не отмечалось.

Отсутствие эффекта от обработки призабойной зоны скв. 154 объясня-

лось, вероятнее всего, тем, что в

ходе

воздействия произошло блокирова-

ние

части продуктивного разреза жидкостью, имевшейся на забое скважи-

ны

до проведения обработки.

Обработка

скважины

№ 188

Скв.

188 расположена севернее скв. 177 на восточном склоне средней части

структуры. Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3112

—

3126,

3156

—

3157, 3186

—

3190 м и составляли в сумме 70 м. По данным исследо-

ваний,

в июне 1988 г. при дебите 94 тыс.

/сут

коэффициенты филь-

трационного

сопротивления А и В равнялись соответственно 0,146

МПа

сут/тыс. м

9,3310"

(МПа- сут/тыс. м

)

Обработку скважины проводили в

августе

1988 г. После воздействия и

пуска в эксплуатацию скважина в течение 2 мес увеличивала продуктив-

ность с достаточно высоким темпом и сохранила ее до июня 1989 г. В

среднем в этот период эксплуатации скважины продуктивность ее как по

газу,

так и по конденсату в

1,15—1,2

раза превосходила аналогичные зна-

чения

до обработки скважины. Хотя и с меньшим темпом, но тенденция к

увеличению дебитов сохранялась и в последующем, несмотря на уменьше-

ние

суммарной толщины работающих интервалов из-за блокирования ме-

танолом (который подали в скважину при ее подготовке к обработке). По-

сле обработки скважины вплоть до июня 1989 г. в ее продукции отмеча-

лось повышенное содержание пропана и бутанов. Содержание С

сначала

заметно уменьшилось, но уже приблизительно через месяц вновь достигло

фоновых значений (41 г/м ) и в дальнейшем постепенно возрастало до 45

—

50 г/м

(июнь 1989 г.). Плотность и молярная масса дебутанизированного

конденсата в течение этого периода времени изменялись с колебаниями

вокруг фоновых значений, несколько превышая в среднем эти значения.

За

10 мес после обработки по скважине получена дополнительная до-

быча газа 1,4 млн. м

и конденсата 64 т, а также извлечено 518 т ШФЛУ

(28 % от закачанного количества).

Обработка

скважины

№ 132

Скв.

132 расположена в присводовой части залежи и занимает на

структу-

ре положение, среднее

между

скв. 177 и 188 с одной стороны и скв. 154 и

403

126 — с другой. Характеризуется малой дебитностью. Замеренные перед

обработкой коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В равня-

лись соответственно

0,266

МПа

- сут/тыс. м

1,732-Ю"

(МПа- сут/тыс. м

)

Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3147 — 3194 и

3203

—

3223

м.

Скважина

после обработки в феврале 1989 г. проявила динамику про-

дуктивности и основных параметров продукции, типичную для подвергну-

тых локальному воздействию скважин. В первые два месяца шла отработка

скважины

от газа продавливания, затем появились признаки ШФЛУ в про-

дукции. Продуктивность скважины и основные параметры продукции в

этот период времени были близки к фоновым значениям. К июню 1989 г.

наметилось увеличение продуктивности: по данным исследований

05.06.89

—

08.06.89

увеличение в дебите составляло 11 тыс.

/сут,

или приблизительно

10 % от дебита скважины до обработки.

За

счет обработки по скважине за 15 мес (на июнь 1989 г.) дополни-

тельно было извлечено 580 тыс. м

газа. Прироста в добыче конденсата не

отмечалось.

Обработка

скважины

№ 26

Скв.

26 расположена на южной периклинали месторождения и была пуще-

на

в эксплуатацию в 1973 г. Эксплуатационный горизонт — средний кар-

бон,

продуктивные отложения которого сложены плотными, крепкими

известняками,

глинистыми известняками и доломитами с прослоями глин.

Пористость продуктивной толщи пласта колеблется в пределах 8 — 24 %,

проницаемость (0,012-

1,512)10~

, карбонатность

5,1-99,2

%. Тип кол-

лектора — трещиновато-поровый.

На

Вуктыльском газоконденсатном месторождении обработка приза-

бойной

зоны эксплуатационных скважин углеводородными растворителями

была впервые проведена именно на скв. 26 [49]. Работы были начаты в

1983 г. и в качестве углеводородного растворителя использовался обога-

щенный

газ. Для осуществления воздействия на промысел была доставлена

ШФЛУ, которая накапливалась в шлейфах, метанолопроводах и раздели-

тельных емкостях. Для приготовления обогащенного газа заданного соста-

ва — 50 % С, и 50 % С

—С

— и подачи его в скв. 26 использовался газ

другой

скважины, вскрывшей отложения нижнего карбона с повышенным

пластовым давлением.

целью уточнения продуктивной характеристики перед закачкой уг-

леводородного растворителя были проведены газодинамические исследова-

ния

скважины на стационарных режимах, а также газоконденсатные ис-

следования, показавшие, что содержание компонентов С

+ в пластовом

газе составляет 62 г/м

при пластовом давлении 10,9 МПа.

В скв. 26 было закачано за 3 сут 250 тыс. м

обогащенного газа, для

получения которого использовалось 170 т ШФЛУ. Такое количество обо-

гащенного газа позволило охватить зону радиусом 15 — 20 м. По заверше-

нии

закачки скважина была остановлена на 20 сут, после чего был начат

отбор продукции. В начальный период отбора был проведен комплекс га-

зодинамических исследований скважины. Контроль состава продукции

проводили непрерывно в течение первых семи суток отбора и продолжали

с периодичностью один раз в месяц в последующий период отбора.

Изменение

продуктивности скважины по мере отработки призабой-

404

ной

зоны от смеси обогащенного газа с выпавшим в пласте конденсатом

прослеживается по данным, приведенным на рис. 3.80. Изменение пара-

метров работы скважины на первом режиме (от точки Г к 1) объясняется

возрастанием доли жидких углеводородов в фильтрационном потоке через

12 — 13 ч после ее пуска. Второй режим характеризуется двухфазной филь-

трацией из-за поступления в скважину основного количества выпавшего в

призабойной

зоне и оттесненного обогащенным газом конденсата, содер-

жащего тяжелые углеводородные фракции. На третьем режиме продуктив-

ность скважины улучшилась, однако полная очистка призабойной зоны

произошла лишь в начале четвертого режима, о чем свидетельствует как

стабильный характер работы скважины на этом режиме, так и тот факт,

что значение КГФ установилось на уровне, близком к наблюдавшемуся до

проведения эксперимента.

Результаты анализа состава продукции показали, что в течение всего

периода промысловых исследований скважины после ее обработки содер-

жание пропан-бутановой фракции в продукции было ниже ее содержания

закачанном газе, что объясняется растворением пропана и бутана в плас-

товой жидкой фазе. В начальный период отбора наблюдалось изменение

состава добываемого газа: возрастало содержание метана, снижалось со-

держание пропана и бутанов. Изменялись также содержание и состав до-

бываемого конденсата.

Оценка

значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений

после полной очистки призабойной зоны выполнена по параметрам чет-

вертого-шестого режимов, осуществленных обратным ходом в максималь-

ном

диапазоне дебитов. Воздействие на призабойную зону скважины обо-

гащенным газом заметно улучшило ее характеристику, увеличило продук-

тивность, и эффект обработки отмечался в течение 2 лет.

Результаты обработки призабойной зоны скважины

на

месторождении Контести

Промысловые исследования по повышению продуктивности газоконден-

сатных скважин жидкими углеводородными растворителями проводились

на

месторождении Контести (Contesti, Румыния). Для обработки была вы-

брана скважина W пласта Dogger 2 этого месторождения. Пласт залегает

на

глубине

4000

м. В эксплуатацию был введен в 1979 г. Начальное пласто-

вое давление составляло 42,5 МПа, пластовая температура 130 °С. Мак-

симальная

суточная добыча газа и конденсата составляла соответст-

венно

1,7 млн.

/сут

и 1,02 тыс.

т/сут

и отмечалась в 1984 г. К 1989 г.

моменту осуществления воздействия на скважину W она понизилась до

27,5 млн.

/сут

и 12,1 тыс.

т/сут.

Давление забрасывания было определено

20 МПа.

Скважина

W к моменту начала обработки ее призабойной зоны про-

стаивала. При эксплуатации на газлифте скважина давала только

воду.

Максимальный

дебит газа и конденсата по ней в свое время составлял

35 тыс.

/сут

и 12,1

т/сут

(из продуктивного интервала толщиной 80 м).

Скважину обрабатывали углеводородной жидкостью, близкой по составу к

растворителю "В", в объеме 56 м

. Этот объем выбирался исходя из необ-

ходимости обработки зоны пласта вокруг скважины радиусом 3 м. Про-

давка углеводородного растворителя осуществлялась азотом при давлении

24 МПа. Скважина выдерживалась после нагнетания агентов 24 ч и затем

405

Г, недели

Рис.

3.81. Динамика

дебитов

газа на скв. W

месторождения

Contestl

(Румыния)

после

обра-

ботки ее

призабойной

зоны

углеводородным

растворителем.

Газ:

/ — газлифтный, 2 — пластовый

запускалась в эксплуатацию на газлифте. На рис. 3.81 представлена ди-

намика

дебитов скважины по пластовому и газлифтному

газу.

В первый

момент после пуска скважины она работала с дебитом 20 — 30

/сут

жидкости, состоящей из воды и закачанного в пласт растворителя. В

течение

трех

недель после обработки дебит скважины по

газу

возрос до

20 — 21 тыс.

/сут,

а затем уменьшался до нуля на протяжении еще

двух

недель эксплуатации.

Таким

образом, результаты промысловых испытаний метода воздей-

ствия на призабойную зону газоконденсатных скважин жидкими углеводо-

родными растворителями, осуществленных на месторождении Контести

(Румыния),

показали следующее. Данный метод воздействия позволяет по-

высить продуктивность скважин не только за счет удаления ретроградного

конденсата из призабойной зоны скважин, но и за счет удаления воды.

Представляется, что эффективность обработки призабойной зоны скважи-

ны

W Контести могла быть еще выше в том случае, если бы при закачке

использовались более легкие растворители (типа пропана или ШФЛУ), не

содержащие в относительно большом количестве фракции С

, а объемы

растворителя выбирали исходя из требований обработки прискважинной

зоны

радиусом не менее 10 м.

3.5.3

Основные

положения технологии обработки

призабойных зон газоконденсатных скважин

жидкими

углеводородными растворителями

Эффективность

проведения обработок призабойных зон скважин в значи-

тельной мере определяется точным соблюдением основных положений

(правил) воздействия, которые составляют технологию обработки скважин.

Основные положения обработки призабойных зон газоконденсатных

406

скважин

жидкими углеводородными растворителями практически не отли-

чаются от описанных выше положений по обработке прискважинных зон

пласта

сухим

газом. Это касается как выбора скважин для обработки,

объемов нагнетаемых агентов, давления и темпов нагнетания, схемы об-

вязки

скважин, так и последовательности операций при обработке приза-

бойных зон скважин.

Определенные расхождения

между

положениями этих

двух

технологий

отмечаются в некоторых разделах описанной выше технологии воздейст-

вия

сухим

газом. В части "Объемы нагнетаемых агентов" необходимо, что-

бы при проведении обработки скважин жидкими углеводородными рас-

творителями соотношение масс нагнетаемых в пласт жидкого растворителя

сухого

газа было около 1:2. В разделе "Схемы обвязки скважин" необ-

ходимо дополнительно к скважине подключить линию от емкости с жид-

кими

углеводородными растворителями и предусмотреть оборудование для

их нагнетания в скважину. Одним из вариантов нагнетания жидкого рас-

творителя в скважину является передавливание его в скважину тем же су-

хим газом. В разделе "Последовательность операций при обработке приза-

бойных зон скважин"

следует

предусмотреть подключение к скважине

вместе с источником газа высокого давления емкости с жидкими углеводо-

родными растворителями и нагнетающих их агрегатов (как правило, в од-

ной

линии с источником газа высокого давления).

Особенности

разработки

крупных

газовых

месторождений

Динамика

развития отечественной газодобывающей промышленности в

ближайшие десятилетия

будет

во многом определяться темпами отбора газа

из

таких крупных газовых месторождений, как Медвежье, Уренгойское,

Ямбургское, Вынгапуровское. В недрах этих объектов содержится около

70 % запасов углеводородного газа Российской Федерации, а объемы те-

кущей добычи превышают 90 % отечественного производства газа [43].

По

своим размерам, запасам углеводородов и другим параметрам эти

месторождения уникальны. Естественно поэтому, что их разработка ха-

рактеризуется особенностями, присущими только этим объектам.

Автор

в течение многих лет принимал самое непосредственное участие

обосновании систем разработки и эксплуатации крупных газовых мес-

торождений Крайнего Севера России. Совместная работа таких специали-

стов, как О.Ф. Андреев, С.Н. Бузинов, П.А. Гереш, А.И. Гриценко,

Г.А. Зотов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, В.В. Ремизов, Н.Г. Степанов,

П.Г.

Цыбульский, Л.С. Чугунов, П.Т. Шмыгля и многих

других,

включая

автора монографии, была для

всех

настоящей школой.

Излагая

материалы, относящиеся к особенностям разработки место-

рождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, автор прекрасно осознает,

что выступает лишь в качестве одного из участников колоссальной работы,

выполненной

большим коллективом.

4.1

Разработка

месторождения

Медвежье

Медвежье газовое месторождение находится на севере Западно-Сибирской

равнины,

междуречье

рек Надым и Пур и простирается в субмеридио-

нальном

направлении на юг от юго-восточной границы Обской

губы

(рис.

4.1). В административном отношении оно расположено на севере Тюмен-

ской

области на территории Ямало-Ненецкого национального округа.

408

Рис.

4.1. Обзорная карта месторождений севера Тюменской области

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней

мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым —Правая

Хетта

достигает 200 — 250 м. Нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке

достигает 400 м.

Поисковые

сейсморазведочные работы на территории Ненецкого сво-

да с целью поиска локальных

структур

и подготовка их к разведочному

бурению начались с

1963—1964

гг. В

результате

этих исследований была

оконтурена Ныдинская

структура,

а к югу от нее наметилось новое Мед-

вежье поднятие, которые последующими сейсмическими исследованиями в

1963—1967

гг. были подготовлены к поисково-разведочному бурению.

Бурением глубокой скважины 2-н в присводовой части Ныдинского

поднятия

начаты в 1966 г. поисковые работы на месторождении. При оп-

робовании

двух

горизонтов в отложениях валанжин-готерива были получе-

ны

слабые притоки пластовых вод. При испытании сеноманских отложе-

ний

получен приток газа, дебит которого составил примерно 2 — 2,5 млн.

/сут.

Исследований на режимах, ввиду аварийного состояния скважины,

не

производилось.

В 1967 г. начато бурение поисковой скважины 1-м на Медвежьем под-

нятии,

подтвердившей газоносность сеноманских отложений собственно

Медвежьей структуры.

Интенсивное

разведочное бурение проводилось на месторождении в

1968 г. К концу

года

были пробурены три скважины, позволившие предпо-

ложить возможность слияния Ныдинского и Медвежьего поднятий в еди-

ное

месторождение. В первой половине 1969 г. разбуривалась в основном

южная часть Медвежьего поднятия. В дальнейшем на месторождении про-

бурены глубокие разведочные скважины для оценки перспектив нефтега-

зоносности

неокомских и юрских отложений, которые не подтвердились.

1971 г. месторождение введено в эксплуатацию.

4.1.1

Геолого-физическая характеристика

месторождения

Общая

характеристика

геологического

строения

месторождения

Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми от-

ложениями

мезозойско-кайнозойского осадочного

чехла

и метаморфизо-

ванными

породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких

разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложе-

ния

на максимальной глубине

4024'м

(скв. 30).

Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная,

сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платфор-

менного

чехла

Западно-Сибирской геосинеклизы месторождение Медвежье

находится в пределах структуры первого порядка — Медвежьего мегавала.

Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина

25-50

км.

410