Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин

• Автор: Архипов, Юрий Александрович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 159 с. : ил.

1.1. Текущее состояние разработки ссноманской залежи

1.2. Проблемы разработки сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения в период падающей добычи

1.3. Выявление причин межколонных давлений в газовых скважинах

ГЛАВА 2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ МЕДВЕЖЬЕГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Моделирование процесса разработки залежей нефти и газа по литературным данным

2.1.1. Анализ методов моделирования и оптимизации транспорта газов по трубопроводам но литературным данным
2.2. Оценка влияния внутрипластовых перетоков газа на распределение пластового давления и текущих запасов газа для эксплуатационных участков на примере месторождения Медвежье
2.3. Изучение процессов при перераспределении отборов 1аза по площади газоносности с цслыо рационального использования запаса пластовой энергии
2.4. Исследование влияния поэтапного ввода добывающих газовых скважин на распределение дренируемых запасов газа
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ И СБОРА ГАЗА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
3.1. Техно логические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа но литературным данным
3.2. Анализ традиционной технологии расчта и назначения технологических режимов работы скважин в ООО Газпром добыча Надым
3.2.1. Описание действующего в отделе АСУ ООО Газпром

добыча Надым алгоритма расчта технологического режима работы скважин
3.2.2. Примеры искажения информации при назначении технологического режима работы скважин
3.3. Особенности моделирования системы добычи и сбора газа
на Медвежьем НГКМ
3.4. Критерии эффективности технологического режима работы системы добычи и сбора газа
3.4.1. Определение термина критерий по литературным данным
3.4.2. Исследование движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам по литературным данным
3.4.3. Критерии для обоснования технологического режима работы системы добычи и сбора газа
3.5. Методика обоснования технологического режима работы скважин в условиях водопескопроявлений с учтом влияния наземной инфраструктуры и неполноты гсологопромысловой информации
ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ АДАПТАЦИИ ТРХМЕРНЫХ
ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ С УЧТОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ОБВОДНННОЙ ЧАСТИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
4.1. Примы адаптации трхмерных гидродинамических моделей по литературным данным
4.2. Проблемы моделирования подстилающего водоносного комплекса сеноманских газовых залежей
4.3. Результаты геологогеофизического контроля за сеноманской зазежью по наблюдательным скважинам Медвежьего месторождения
4.4. Характеристика аптальбекого ссноманского водоносного комплекса и особенности обводнения сеноманских залежей
4.5. Прогноз показателей разработки газового месторождения на основе фильтрационной модели адаптированной с учтом распределения пластового давления в обводннной части залежи
Заключение
Список литературы


Одним из факторов, влияющих на продуктивность действующего фонда, является качество цементирования эксплуатационных колонн. Максимальное число скважин с невысоким качеством цементирования отмечается на ГП9 и составляет от эксплуатационного фонда по данному промыслу. Из проведенных в г. Надым1 с контролем механических примесей и жидкости в 9 скважинах водный фактор достигал 1,4 смм3 и выше, причем в скважинах его величина превышала 4см3м3. По результатам исследований, повышенное содержание жидкости с водным фактором от 1 см3 и выше отмечается по большинству скважин ГП 2 ,2 и ГП 7 . Механические примеси присутствуют в 2 скважинах, из них практически во всех действующих скважинах ГП2, 7 и 9. Большое содержание механических примесей наблюдается в скважинах с большим водным фактором. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления выделяются три условно самостоятельные зоны южная, центральная и Ныдинская рисунок 1. Границами этих участков являются зоны глинизации, установленные по материалам бурения развсдочгых скважин 8 и , находящихся соответственно между ГП4 ГП5 и ГП8 ГП9 и подтвержденные впоследствии профилем распределения пластового давления. Профиль распределения пластового давления на участках месторождения в процессе разработки приведен на рисунке 2. Как видно из рисунка, первоочередной ввод в эксплуатацию ГП2 привел к образованию локальной воронки в зоне ее расположения. Ввод в эксплуатацию скважин последующих ГП до г. В залежи сохранялась единая пьезометрическая воронка с минимальным давлением в зоне расположения скважин ГП2.