Обоснование технологических режимов эксплуатации обводняющихся газовых скважин : на примере месторождения Медвежье

• Автор: Шестакова, Алла Владимировна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 148 с. : ил.

Содержание
Введение
Глава 1. Технологические методы эксплуатации газовых скважин при содержании жидкости в стволе
1.1 Условия эксплуатации обводняющихся скважин
1.2 Анализ методов определения допустимого, критического и предельного дебита газа
Глава 2. Анализ состояния фонда скважин, степени обводненности и снижения продуктивности. Анализ данных газодинамических исследований, проводимых на месторождении Медвежье
2.1 Анализ состояния фонда скважин
2.2 Анализ результатов исследований скважин месторождения Медвежье
Глава 3. Определение показателей разработки обводняющихся газовых скважин
3.1 Структура потока при движении газожидкостной смеси в НКТ
3.2 Определение забойного давления для скважин, в продукции которых содержится жидкость
3.3 Определение забойного давления с помощью метода теории и подобия размерностей

Глава 4. Технологический режим эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье
4.1 Факторы, определяющие технологический режим эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье
4.2 Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющейся газовой скважин
4.2.1 Рекомендации по определению технологических параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды
4.2.2 Методика обоснования выбора режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин
Список литературы
Приложения
Приложение
Приложение
Приложение

Введение
Актуальность проблемы. Обоснование параметров технологического режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин при наличии подошвенной воды является важной проблемой для практики добычи нефти и газа.
Сеноманские залежи Тюменской области с активной водонапорной системой и низкими пластовыми давлениями предрасположены к тому, что значительная часть запасов будет отобрана с водопроявлениями.
Завершающий этап разработки месторождений, в частности, нефтегазоконденсатное месторождение Медвежье, характеризуется снижением пластового давления, дебитов скважин и, следовательно, скоростей потока скважиной продукции в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что приводит к образованию газожидкостных пробок на забое скважин. Накопление жидкости в стволе является причиной неконтролируемых периодов эксплуатации скважин с пониженными рабочими дебитами, ухудшения условий фильтрации газа в околоскважинных зонах. Применение технологий по очистки забоя скважин требует значительных капитальных затрат, которые не всегда экономически целесообразны для месторождений, имеющих длительную историю разработки.
Определение параметров технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин, при которых добыча газа осуществляется при полном выносе воды на устье, возможно, если установлена взаимосвязь между дебитом газа и расходом жидкости. Это вызывает необходимость создания методики, позволяющей определять параметры технологических режимов обводняющихся скважин с учетом динамики поступления вместе с газовым потоком жидкости на забой и выносом её на устье. При этом целесообразно устанавливать критерии, позволяющие корректировать параметры технологического режима, при изменении продуктивности и степени обводненности скважин.

Исследования скважин на нестационарных режимах практически не проводятся вследствие высокой проницаемости коллекторов сеноманской залежи, которая обусловливает быстрое протекание нестационарных процессов, при этом необходимые величины не могут быть определены с достаточной точностью из-за отсутствия соответствующих технических средств.
На месторождении ежегодно по всему эксплуатационному фонду проводятся исследования на стационарных режимах фильтрации ДИКТом и коллектором "Надым-1" с контролем выноса мех примесей и жидкости.
В результате исследований устанавливают:
- зависимости дебита газа с]а от давлений на устье Русх, в затрубном пространстве Рзт;
- количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах работы скважины, замеренные с помощью коллектора «Надым -1».
Результаты газодинамических исследований за первое полугодие 2009г. скважин приведены в приложении Б.
Все исследовательские работы проводятся по стандартной методике с использованием для замеров дебитов ДИКТа на шайбах от 15,8 до 32,5 мм, а для 20 % исследований начальный режим устанавливается на диафрагме с диаметром 25,4 мм, минимальный расход при стационарных режимах фильтрации устанавливался более 80 тыс. м3/сут.
В то же время для определения фильтрационных коэффициентов часто пользуются экстраполяцией в достаточно большой области, для которой данные исследования отсутствуют, поэтому погрешность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений превысила 60 %. Худшими показателями характеризуются скважины, имеющие низкие дебиты и пластовые давления, с высоким содержанием жидкости до 5000 мм3/м3.
Большим недостатком исследований является кратковременность работы скважины на каждом режиме. Продолжительность исследований составляло 20-60 мин, если выход на стабильный режим 15 мин, то стабильная работы