Тюменниигипрогаз

Секция 2

продуктивности скважины и увеличивает затраты на его использование. Сравнение управляемых клапанов-отсекателей между собой не выявило заметных преимуществ клапана Воронежского механического завода перед клапаном НПФ «Нефтегаздеталь».

Пакер предназначен для герметичного разобщения трубного и затрубного пространства скважины. Для повышения надежности работы скважин поставляемые на месторождения пакеры относятся к типу стационарно-съемных, позволяющих при необходимости минимальными затратами извлечь пакер из скважины, провести ревизию и повторно спустить его.

В ходе сравнительного анализа выявлено, что пакер Воронежского механического завода имеет один уплотнительный элемент, выполненный из твердой резины, в то время как у пакера НПФ «Нефтегаздеталь» уплотнительный элемент выполнен из трех манжет. При этом крайние манжеты выполнены из более мягкой резины, нежели средняя манжета, что предохраняет уплотнительный элемент от повреждения при спуске и подъеме и обеспечивает герметичность разобщения затрубного и трубного пространств при эксплуатации. В остальном пакеры обоих производителей идентичны, имеют одинаковые эксплуатационные параметры и могут использоваться на скважинах Бованенковского месторождения без ограничения. Однако пакер НПФ «Нефтегаздеталь» предпочтительнее использовать в более глубоких скважинах, а пакер Воронежского механического завода – в менее глубоких.

140

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Проблемы адаптации геолого-технологической модели на завершающей стадии разработки сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения

Романов А. В., Шандрыголов З. Н., Давлетшин А. И. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Внастоящее время разработка сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения находится на завершающей стадии, отобрано уже более 85 % утвержденных запасов газа.

Вусловиях масштабного обводнения залежи, аномально низкого пластового давления, снижения продуктивности и сокращения действующего фонда скважин адаптация гидродинамической модели по истории разработки является сложнейшим и трудоемким этапом построения комплексной трехмерной геолого-техно- логической модели. Основные сложности связаны с отсутствием эффективных методических подходов, позволяющих проводить качественную адаптацию в условиях дефицита достоверной промысловой информации, и низкой изученности динамических процессов, протекающих в залежи в ходе разработки месторождения.

Адаптация гидродинамической модели сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения по истории разработки включает в себя следующие основные этапы:

–– подготовка исходных данных (сбор, систематизация и анализ промысловой информации); –– настройка параметров водонапорного комплекса (темп об-

воднения, объемы внедрения воды); –– уточнение (корректировка) фильтрационно-емкостных

свойств модели (настройка динамики пластового давления, детальная настройка внедрения воды и изменения пластового давления по площади залежи); –– настройка параметров работы скважин (продуктивности,

потерь давления от забоя до устья и др.).

При выполнении третьего этапа возникла проблема. После выхода залежи на стадию завершающей эксплуатации отмечалось значительное сокращение действующего фонда скважин и, как следствие, снижение дренируемых запасов газа, что в свою очередь вызвало еще более интенсивное снижение пластового давления в зоне размещения эксплуатационных скважин. В этих условиях даже значительное изменение значений модификаторов порового

141

Секция 2

объема и абсолютной проницаемости в гидродинамической модели не позволяет настроить пластовое давление по истории разработки с заданной точностью (0,05–0,1 МПа).

При существующих методиках адаптации гидродинамических моделей не представляется возможным с высокой степенью точности учесть все процессы, происходящие в пласте после выхода залежи на стадию завершающей эксплуатации.

142

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Совершенствование конструкции узла для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб

Саиткулов Р. Р. (Уренгойское УИРС ООО «Газпром подземремонт Уренгой»)

При проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП), связанного с закачкой технологических жидкостей в пласт, возникает необходимость в проверке герметичности колонны технологических насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенных в скважину.

Для этого в состав компоновки включают опрессовочный узел, который должен иметь условный проход не менее 48 мм и выдерживать давление опрессовки 60 МПа.

Узлы опрессовки, производимые предприятиями ОАО «Сибнефтемаш» и ООО «РосТекТехнологии», не удовлетворяют нашим условиям по параметрам, вследствие чего оборудование было изготовлено ремонтно-механическим участком БПО Уренгойского УИРС.

В 2011–2012 гг. в организации возросли затраты времени на инциденты, связанные с негерметичностью опрессовочных узлов (рис. 1). Для повышения надежности конструкция опрессовочных узлов подверглась усовершенствованию (рис. 2).

Рис.1. Затраты времени на инциденты, связанные с негерметичностью опрессовочных узлов в 2011-2012 гг.

143

Секция 2

Рис. 2. Конструкция узлов опрессовки, применяемых

вУправлении в период 2011-2012 гг.

Всостав узла входит посадочное седло и пробка. В 2003 г. пробка представляла из себя металлическую болванку, в верхней части которой имелась ловильная шейка для захвата и извлечения

спомощью канатной техники. С 2006 г. обладателем патента на устройство данной конструкции является ОАО «Татнефть» (патент RU 2312204 C1, дата регистрации патента: 05.06.2006).

В2004 г. в конструкцию пробки был введен узел сброса давления, предназначенный для снижения нагрузки, возникающей в момент извлечения пробки с помощью канатной техники. Пробки данной конструкции с 2007 г. производит предприятие ООО «РосТекТехнологии».

В2005 г. в конструкцию пробки был включен верхний центратор для ориентации уплотнительной пробки в седле, также выполняющий роль парашюта, а в 2012 г. была введена сдвижная конструкция узла сброса со срезным штифтом.

С 2013 г. в качестве уплотнительных элементов используется наборный пакет из шевронных манжет. При этом опрессовочный узел имеет условный проход не менее 51,5 мм и может выдерживать давление опрессовки 70 МПа, используется под технологические НКТ условным диаметром 73 мм.

За период с 2003 по 2013 гг. конструкция узла опрессовки колон-

144

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

ны НКТ в Уренгойском УИРС претерпела значительные изменения. Существующая модель опрессовочной пробки (рис. 3) позволяет повысить надежность узла и сократить потери времени, вызванные негерметичностью узлов опрессовки в 2013 г.

Рис. 3. Конструкция опрессовочной пробки узла опрессовки, используемой в Управлении в 2013 г.

В связи с тем, что узлы опрессовки с требуемыми параметрами на территории России не производятся, считаем целесообразным содействовать внедрению в производство узлов опрессовки новых конструкций. Для этого необходимо оформить патент на полезную модель опрессовочной пробки и устройства для опрессовки колонн НКТ, а также разрешительную документацию для применения на опасном производственном объекте.

145

Секция 2

Преимущества и недостатки замены лифтовой колонны в обводняющихся скважинах

Саранчин М. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Для малодебитных газовых скважин, работающих на пределе рентабельности, от оптимизации и объема скапливающейся жидкости может зависеть продолжение или прекращение периода эксплуатации. Скопление жидкости проявляется не только в малодебитных скважинах, но и в газовых скважинах с большим диаметром лифтовой колонны (ЛК) и высоким устьевым давлением, несмотря на высокие дебиты газа и большие скорости газового потока.

Когда скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает снижаться, скорость движения выносимой газом жидкости уменьшается еще быстрее. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое скважин накапливается жидкость. Увеличение объема жидкости в эксплуатационной колонне действующей скважины может уменьшить ее производительность либо полностью остановить добычу газа.

Снижение пластового давления и дебита ухудшают условия выноса жидкости и механических примесей с забоя скважин. Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности и, в итоге, к остановке (самозадавливанию) скважин. Крайне важно выявить скопление жидкости в стволе скважины своевременно, чтобы предотвратить потери при добыче газа и возможное ухудшение коллекторских свойств пласта.

Наилучшим методом анализа такого поведения скважины является расчет минимальной критической скорости течения в на- сосно-компрессорных трубах (НКТ) или минимальной скорости газа, при которой жидкость еще выносится на поверхность. Если скорость потока значительно ниже, чем это необходимо для выноса жидкости, особенно при использовании ЛК большого диаметра, необходимо проверить, не выходит ли газ сквозь жидкость в виде пузырьков. В этой ситуации возможно применение технологии по откачке жидкости из скважины с последующей заменой НКТ на меньший диаметр.

Для анализа использовались методы расчета критической скорости газа в НКТ (критического дебита) с применением эмпи-

146

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

рической формулы Точигина и модели Коулмэна. Они позволяют рассчитать минимальную скорость и дебит газа, при которых жидкость будет успешно выноситься из скважины. По полученным данным определены зависимости ωmin (Qmin). С их помощью можно определить скорость движения газожидкостного потока, обеспечивающую вынос жидкости с забоя скважины при определенной величине забойного давления.

Непрерывное удаление жидкости применяется и в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается так, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. Данную технологию следует применять в скважинах с низкой производительностью, где уменьшение диаметра лифта не вызовет значительных потерь давления в стволе скважины на трение, так как при переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления.

Данный вид ремонта характеризуется отсутствием какого-либо дополнительного технического оснащения. Однако в отличие от системы концентрических лифтовых колонн, когда не требуется глушение скважины (в случае применения технологии гибких труб), замена НКТ на колонну меньшего диаметра происходит только при полном демонтаже наземного и подземного оборудования.

Уэтого метода имеется ряд недостатков:

––после замены ЛК на скважине придется ограничивать дебит для избегания больших потерь давления в стволе скважины на трение;

––выполнение работ по капитальному ремонту скважин или реконструкции скважины для замены ЛК является дорогостоящим мероприятием и дает только временный результат;

––по мере падения пластового давления и ухудшения продуктивных характеристик дебит скважины снова становится недостаточным для выноса жидкости, и вновь появляется потребность в замене ЛК на меньший диаметр.

Замена НКТ на меньший диаметр позволяет полностью отка-

заться от продувок скважины, а также достичь наибольшего эффекта при высоких пластовых давлениях и одиночном подключении в шлейф.

147

Секция 2

Мероприятия, направленные на поддержание уровней добычи углеводородного сырья Ен-Яхинского НГКМ

Сафронов М. Ю., Кондрашова Ю. В. (ООО «Газпром добыча Уренгой»)

Ен-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) открыто в 1970 г. В нем выделяются три газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Эксплуатация этих залежей ведется с 2003 г. при опережающей разработке газонасыщенных частей пластов БУ81-2 и БУ102, выделенных в самостоятельные II и III эксплуатационные объекты.

Первыми проектными решениями предусматривалась первоочередная разработка газоконденсатной части месторождения с последующей организацией системы поддержания пластового давления (ППД) – методом рециркуляции отсепарированного газа в пласт (сайклинг-процесс). Для реализации этого решения месторождение было разбурено тремя рядами скважин: один ряд, расположенный в купольной части месторождения – нагнетательный и два, расположенных ближе к периферии – добывающие.

На первом этапе эксплуатации, предусматривающем разработку II и III газоконденсатных объектов месторождения без ППД, не подтвердились проектные величины продуктивности скважин. В результате для достижения проектных показателей добычи на большей части фонда был проведен гидроразрыв пласта. Кроме того, после проведения дополнительных работ по эксплуатационному разбуриванию и сейсморазведке изменились представления о геологическом строении месторождения – были выявлены особенности «блокового» строения залежей, а также значительная литологическая неоднородность коллекторов.

Вотношении газоконденсатных залежей группы пластов БУ81-2

иБУ102 действующим проектным документом на ближайшую перспективу предусмотрены разработка в режиме истощения пластовой энергии до 2015 г. и организация частичного сайклинг-про-

цесса на пласт БУ81-2 с 2016 г.

На сегодняшний день наблюдается некоторое отставание (до 8 %) по добыче газа сепарации и нестабильного конденсата от проектного уровня, что обусловлено двумя основными причинами:

––превышение относительно проекта устьевых давлений действующего фонда, в результате чего скважины эксплуатируются

148

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

с меньшей относительно проекта депрессией на пласт и, соответственно, с меньшим среднесуточным дебитом; –– отставание фактического числа действующих эксплуатационных скважин от проектных показателей.

В докладе приводятся результаты комплексного анализа и рекомендации к внедрению геолого-технических мероприятий по зарезке вторых боковых стволов в простаивающих скважинах и корректировке технологического режима скважин для выполнения плановых заданий добычи углеводородов и вовлечения запасов Ен-Яхинского НГКМ в активное дренирование существующей сеткой скважин.

Для увеличения добычи газа существующей сеткой скважин рекомендуется частично нивелировать разницу между фактическими и проектными показателями за счет изменения технологического режима работы действующих скважин.

Учитывая бесперспективность проведения работ по увеличению притока флюидов методом гидроразрыва пласта, вывод обводившихся скважин из бездействия возможен при помощи зарезки вторых боковых стволов.

Для максимального вовлечения запасов Ен-Яхинского НГКМ в активное дренирование необходимо также внедрение геолого-­ технических мероприятий, таких как перевод нефтяных и бурение новых скважин.

149