Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи

• Автор: Епрынцев, Антон Сергеевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 173 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Е ОБЗОР И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМАМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
1Л Принципы рациональной разработки газовых месторождений
1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых месторождений
1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин
1.4 Обзор исследований по гидродинамике газожидкостных смесей в скважинах
1.5 Обзор научных подходов к проблеме оптимизации конструкции скважин
1.5.1 Гидродинамические параметры лифтовых колонн при наличии жидкости в стволе скважин
1.5.2 Использование безмуфтовой длинномерной трубы в качестве лифтовой колонны меньшего диаметра
1.6 Выводы по первому разделу
2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (НА ПРИМЕРЕ МЕДВЕЖЬЕГО НГКМ)
2.1. Особенности геологического строения
2.2. Уточнение начальных и текущих запасов газа
2.3. Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
2.4. Анализ обводнения залежи, эксплуатационных участков и скважин
2.4.1 Промыслово-геофизический контроль за ГВК

2.4.2 Гидродинамический и гидрохимический контроль за обводнением залежи
2.5. Анализ текущего состояния разработки
2.6 Проблемы эксплуатации газодобывающих скважин на современном этапе разработки
2.6.1 Динамика и состояние фонда скважин
2.6.2 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин
2.6.3 Анализ технологических режимов работы скважин
2.7 Выводы по разделу
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
3.1. Анализ проблемы самозадавливания скважин
3.2 Анализ существующих технологических решений по удалению жидкости из обводняющихся скважин
3.2.1 Применение ПАВ
3.2.2 Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам
3.2.3 Плунжерный лифт
3.2.4 Закачка газа в межтрубное пространство
3.2.5 Замена лифтовых колонн на насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра
3.3 Анализ зависимости количества выносимых механических примесей от объема и минерализации жидкости в стволах газовых скважин
3.4 Рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий
3.5 Выводы по разделу

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
4.1 Критерии выбора видов ГТМ для вывода скважин из бездействия
4.2 Расчет потерь давления при движении газожидкостной смеси по стволу скважины, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема водопритока
4.2.1 Общая методика расчета режима работы скважины по системе КЛК
4.2.2 Методика расчета градиента давления однофазного потока газа в затрубном пространстве различной конфигурации
4.2.3 Методика расчета градиента давления многофазного потока газа и смеси конденсационной и пластовой вод по центральной лифтовой колонне системы КЛК
4.3 Оптимизация режима работы газовой скважины, оборудованной системой КЛК, с применением метода узлового анализа
4.4 Выводы по разделу
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОНЦЕНТРИЧЕСКОГО ЛИФТА
5.1 Технологическое обоснование эффективности внедрения системы эксплуатации скважин по технологии концентрических лифтовых колонн
5.2 Исходные данные для технико-экономической оценки
5.2.1 Исходные данные для оценки притоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия
5.2.2 Исходные данные для оценки оттоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия

Дренируемые запасы газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения, под которыми понимается предел зависимости пластового давления в эксплуатационной зоне от накопленной добычи газа, по состоянию на 01.10.2010 г. составили 2117,3 млрд. м3. По мере ввода новых газовых промыслов в промышленную эксплуатацию величина дренируемых запасов была подвержена сильным колебаниям, связанным с одновременным вводом большого количества добывающих скважин, что отразилось на увеличении площади дренирования. По состоянию на 01.10.2010 г. величина остаточных дренируемых запасов газа оценивается в объеме 266,8 млрд.м
Для более детального представления о величинах дренируемых запасов газа Медвежьего месторождения по зонам УКПГ ниже приведена сводная таблица 2.1, характеризующая состояние дренируемых и остаточных дренируемых запасов газа по состоянию на 01.10.2010 г.
Таблица 2.1 - Дренируемые и остаточные дренируемые запасы газа по зонам УКПГ по состоянию на 01.10.2010 г.
№ УКПГ Дренируемые запасы газа на 01.10.2010 г., 3 млрд. м Остаточные дренируемые запасы газа, млрд
1 330,0 69
2 168,6 9
3 172,8 10
4 316,7 63
5 158,9 13
6 151,4 12
7 134,1 10
8 171,4 15
8а 115,9 34
9 397,4 27
В целом по залежи 2117,3 266
Из рисунка 2.2 видно, что по месторождению Медвежье прослеживается почти линейная зависимость между динамикой падения приведенного пласто-