Тюменниигипрогаз

Секция 2

Оптимизация методики проведения первичных газодинамических исследований скважин, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, без потери информативности результатов

Тюрин В. П. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

За период эксплуатации скважин, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского месторождения, накоплено достаточное количество материала, позволяющего сделать выводы о необходимости оптимизации существующей программы исследований. Прежде всего, это позволит в полной мере использовать полученные результаты при построении полномасштабной модели, а также при детальной настройке продуктивности скважин.

Диагностика фильтрационных параметров призабойной и удаленных зон пластов, приуроченных к ачимовским отложениям, возможна с использованием газодинамических исследований (ГДИ) скважин. В условиях аномально высоких пластовых давлений и низких фильтрационно-емкостных свойств интерпретация результатов ГДИ на стационарных режимах вызывает затруднения. Это связано с тем, что за период работы скважины на режиме, продолжительность которого достигает в некоторых случаях 100 ч, не происходит установления псевдостационарной фильтрации, что, как правило, приводит к некорректному определению коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В уравнения притока газа.

Кроме того, современные компьютерные технологии позволяют проводить тонкую настройку продуктивности скважин. К тому же определение только коэффициентов фильтрационных сопротивлений недостаточно для выполнения адаптации полномасштабной модели и расчетов технологических показателей на перспективу. Таким образом, применение традиционных методов интерпретации ГДИ скважин, вскрывающих ачимовские отложения, при помощи построения индикаторных диаграмм недостаточно информативно и требует более детальных подходов к моделированию процессов фильтрации флюида в пласте.

Для выполнения качественной интерпретации необходимо проводить анализ нестационарных состояний на основе данных непрерывной записи забойного давления на режимах фильтрации и при остановке скважины в процессе первичных исследований. При этом максимальной информативностью обладают данные о давле-

160

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

нии на забое, полученные при регистрации кривой восстановления давления (КВД), и характеризующиеся минимальным «шумом» в отсутствие нестабильности притока газа к скважине. В результате создается аналитическая модель каждой скважины и появляется возможность оценить широкий ряд фильтрационных параметров.

Немаловажной проблемой при получении качественных результатов исследования является процесс освоения скважины после бурения и гидроразрыва пласта (ГРП). На основе имеющихся материалов можно сделать вывод о том, что результаты первичных исследований, выполненных непосредственно после бурения скважины или ГРП, не характеризуют фактические параметры эксплуатации скважин. В результате двух-трех месяцев стабильной работы скважины после бурения и ГРП достаточно для получения качественных результатов ГДИ.

В условиях сложности фазового поведения пластовой смеси и межфазных переходов эксплуатация скважин при высоких депрессиях ведет к более стремительному снижению давления в зоне дренирования скважиной пласта и, тем самым, к более существенным потерям конденсата в пласте. В связи с этим последовательность изменения депрессии на пласт в процессе выполнения исследований на режимах фильтрации может оказывать непосредственное влияние на содержание конденсата в газе.

Как уже было отмечено, для получения достоверной информации о продуктивности скважины необходимы два-три месяца стабильной ее работы. Для избежания простоя исследовательского оборудования данный режим может выступить в качестве первого режима фильтрации при выполнении ГДИ. Ввиду имеющейся возможности без остановки перевести скважину на работу через сепаратор, время работы на первом режиме существенно сокращается. Затем скважину последовательно переводят на режим минимальной и максимальной депрессии для оценки изменения содержания конденсата в газе в зависимости от изменения технологического режима работы. В конце каждого режима производят отбор проб газа и конденсата для лабораторных исследований. После чего производят регистрацию КВД.

Следует отметить, что в процессе эксплуатации скважин, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского месторождения, образуется достаточно глубокая депрессионная воронка. Вследствие этого необходима длительная остановка скважины для получения корректной информации о величине текущего пластового дав-

161

Секция 2

ления и эффективной проницаемости пласта. Вместе с тем остановка скважины для записи КВД ведет к существенным потерям в объемах добычи и риску отставания от проектных уровней. Поэтому соблюдение баланса между оптимальным временем остановки скважин для записи КВД и минимальными потерями в добыче имеет большое практическое значение. Из проведенного анализа следует, что при отсутствии радиального режима течения газа в течение 350 ч нет необходимости продолжать остановку скважины.

Таким образом, суммарная продолжительность исследования сократилась до 20 дней (при проектных 27–30 дня). По итогам внедрения данных рекомендаций в 2013 г. получен положительный экономический эффект.

162

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Интеграция результатов интерпретации газодинамических исследований в геолого-технологическую модель газового месторождения

Хакимов А. А., Давлетшин А. И., Шандрыголов З. Н., Зимин Е. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Одним из важнейших инструментов инженера-разработчика является трехмерная фильтрационная модель объекта изучения. По результатам проведенных расчетов на гидродинамической модели оценивается конечная газоотдача, необходимость проведения геолого-технологических мероприятий, риски, капитальные вложения. Поэтому нельзя недооценивать важность построения гидродинамической модели, включающей широкий спектр лабораторных и промысловых данных.

Построение адекватной модели достаточно трудоемкий процесс, включающий такие этапы, как верификация входных данных (геологическая модель, данные геофизических исследований скважин (ГИС), гидродинамических исследований (ГДИ), промысловая информация – месячные эксплуатационные рапорты), ремасштабирование геологической модели, создание PVT-модели флюида, инициализация и адаптация (history matching) гидродинамической модели к фактическим данным разработки. Процесс адаптации является наиболее трудозатратным этапом, нередко занимая месяц и более. Для сокращения времени на адаптацию модели применяют подходы, позволяющие в автоматическом режиме корректировать параметры, определенные с некоторой долей погрешности. Одним из таких параметров является проницаемость. Точность ее определения по зависимости «керн – ГИС», которая зачастую принимается для восстановления куба проницаемости в геологической модели, в лучшем случае составляет 92 % [1]. Поэтому в процессе адаптации данный параметр подвергается корректировке, как один из самых неопределенных и имеющих наибольшее влияние на поведение пластового давления (до 10 % изменения пластового давления при изменении проницаемости до 20 % [2]).

Одним из способов корректировки проницаемости, часто встречающимся в практике адаптации, является умножение параметров прискважинной области модели на коэффициент, равный отношению средней проницаемости по результатам интерпретации ГИС к проницаемости, полученной по ГДИ. Данный способ

163

Секция 2

неприемлем в процессе адаптации, т. к. значения проницаемости во всех пропластках умножаются на один коэффициент, без учета эффективной работающей толщины в скважинах, в результате чего не отражается распространение проницаемости в межскважинном пространстве. Поэтому необходимо применять альтернативные методики.

Для адаптации фильтрационных моделей Юбилейного, Юж- но-Русского, Губкинского месторождений использовались два способа корректировки проницаемости. Первый способ основан на использовании корреляционного коэффициента, позволяющего быстро интегрировать результаты определения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) по ГДИ в гидродинамическую модель. Проницаемость, восстановленная по зависимости «керн

– ГИС», в модели умножается на корреляционный коэффициент, учитывающий эффективную толщину работающих пропластков. Полученные значения проницаемости распространяются в межскважинном пространстве методом интерполяции.

Второй метод корректировки проницаемости базируется на применении элементов теории порядковой статистики к распределению проницаемости по ГДИ в гидродинамической модели. В этом случае проницаемость по зависимости «керн – ГИС» выступает как компаратор. Определяя плотность и функцию распределения исходной совокупности проницаемостей, рассчитываем математическое ожидание, представляющее собой достаточно «узкую» функцию. Тем самым можно принять, что проницаемость в i-ом слое гидродинамической модели будет равна математическому ожиданию.

Вышеописанные методы применены для корректировки проницаемостей, полученных по зависимости «керн – ГИС» на гидродинамических моделях Юбилейного, Южно-Русского, Губкинского месторождений. Среднеквадратичное отклонение (СКО) модельного давления к фактическому по Юбилейному месторождению снизилось при использовании первой методики на 31 %, второй методики – на 57 %, по Южно-Русскому – на 13 % и 40 %, по Губкинскому – на 15 % и 36 % соответственно.

Использование второго метода позволяет ускорить процесс адаптации, за счет получения на начальных этапах создания модели истинного распределения проницаемости. Для адаптации гидродинамической модели газового месторождения можно рекомендовать метод корректировки проницаемости с элементами теории порядковой статистики, который позволяет добиться при-

164

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

емлемой погрешности модельного пластового давления к фактическому замеренному пластовому давлению.

Список литературы:

1.Красовский А. В., Шандрыголов З. Н., Свентский С. Ю., Казанцев М. А. Новые математические методы адаптации геолого-технолонических моделей сеноманских газовых залежей // Нефть и Газ. 2013. № 11. С. 19–21.

2.Шандрыголов З. Н. Система программно-информационного обеспечения процесса адаптации геолого-технологических моделей газовых залежей севера Западной Сибири: автореф. дис. … канд. техн. наук. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2013. 18 с.

165

Секция 2

Решение проблем при эксплуатации газосборных сетей

Червяков М. В. (Медвежинское газопромысловое управление

ООО «Газпром добыча Надым»)

Целью представленной работы является рассмотрение существующих проблем при эксплуатации газосборных сетей и способы их решения.

Месторождение Медвежье эксплуатируется в режиме падающей добычи. На данном этапе актуальной проблемой является обводнение скважин, в процессе работы которых происходит скопление воды в газопроводах шлейфах при отрицательных температурах, что приводит к намерзанию льда на стенках трубопроводов и образованию ледяных пробок. В настоящий период для решения данной проблемы используются следующие методы:

–тепловые;

–ввод ингибиторов;

–продувка шлейфов.

В работе предлагается рассмотреть установку и эксплуатацию электрического циркуляционного нагревателя CETAL на газосборной сети Ц(ГП) № 2 газопровода-шлейфа № 4, который позволит поддерживать требуемую температуру газа, предотвратить образование ледяных пробок в газопроводах-шлейфах и обеспечить стабильное протекание технологического процесса.

Представлен расчет затрат на установку и эксплуатацию данного нагревателя. Обоснованы эффективность и рентабельность его использования в сравнении с традиционными и уже внедренными методами по борьбе с ледяными пробками в газопроводах-шлейфах.

166

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Учет степени отработки газоносных пластов при адаптации пластового давления гидродинамической модели

Шандрыголов З. Н., Зимин Е. С., Романов А. В., Казанцев М. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Традиционно при подсчете запасов газа принимается, что геологические и извлекаемые запасы равны, т. е. коэффициент извлечения газа составляет 100 %. Однако накопленный опыт эксплуатации сеноманских залежей противоречит этому утверждению. Так, в обводнившихся частях залежи присутствует как растворенный газ, так и защемленный, «отрезанный» от основной залежи пластовой водой, внедрившейся по коллекторам с наилучшими филь- трационно-емкостными свойствами. Для количественной оценки остаточной газонасыщенности используются различные методы геофизических исследований скважин (ГИС), направленные на определение остаточной газонасыщенности в обводнившейся части залежи радиоактивными или электрическими методами.

Одним из путей решения задачи оценки текущей насыщенности коллекторов на качественном уровне и определения коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности коллекторов на количественном уровне является проведение исследований методом трехзондового нейтрон-нейтронного каротажа. В настоящее время он нашел широкое применение при исследованиях как в обводнившейся, так и в газонасыщенной частях сеноманских залежей. Благодаря этим исследованиям уточнена информация по текущей водонасыщенности и текущему газонасыщению пропластков многих месторождений Западной Сибири.

Использование при адаптации гидродинамической модели интерпретации комплекса ГИС позволяет провести достоверную оценку насыщенности коллекторов, защемления запасов и отработки продуктивных пропластков, что в свою очередь играет важную роль при адаптации геолого-технологической модели. Как известно, вследствие дефицита геолого-промысловой информации не всегда удается адаптировать геолого-технологическую модель на начальные геологические запасы с допустимой погрешностью 5 %. Использование результатов оценки отработки продуктивных пропластков, насыщенностей и защемления запасов при адаптации ведет к более корректному воспроизведению потоков газа в пласте и, как следствие, к меньшему отклонению модельного распределения пластового давления от фактического.

167

Секция 2

Учитывая вышесказанное, при создании гидродинамической модели залежи Юбилейного месторождения было принято решение провести анализ геолого-геофизической информации по наблюдательным и эксплуатационным скважинам с целью выделения пластов-коллекторов, газонасыщенность которых не изменилась в процессе разработки месторождения, и которые в дальнейшем были определены как неработающие.

Таким образом, применение предложенной методики при адаптации гидродинамической модели позволило добиться приближения модельных технологических показателей к фактическим на 45 %, а также снизить расхождения в значениях начальных геологических запасов газа в модели до 5 % по сравнению с подсчетом запасов.

168

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Методика расчета технологических режимов эксплуатации газовой скважины с подачей на забой «сухого» газа на примере Медвежьего НГКМ

Шандрыголов З. Н., Саранчин М. В., Рауданен Е. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Внастоящее время сеноманская залежь Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) находится на завершающей стадии разработки. Большая часть эксплуатационного фонда скважин работает в условиях пониженной продуктивности, что является следствием низкого давления обводнения газосодержащих пропластков, интенсивных водо- и пескопроявлений. Применение эффективных технологий капитального ремонта скважин способствует возврату скважин в режим стабильной добычи, продлевает срок их эксплуатации, уменьшает негативное влияние на окружающую среду и повышает эффективность их эксплуатации.

Одним из наиболее эффективных методов эксплуатации скважин является подача на забой «сухого» газа. Закачиваемый извне газ служит дополнительным источником энергии в восходящем потоке и способствует уменьшению динамического забойного давления, в результате чего увеличивается приток пластовых флюидов к забою. Отличительной особенностью данного метода является возможность адаптации к изменениям пластовых условий.

Ранее в операциях по удалению жидкостных пробок в газовых скважинах расход рабочего газа определялся из условия обеспечения скоростей газа в насосно-компрессорных трубах (НКТ) выше минимально необходимых для выноса жидкости с забоя скважины. Данный способ не учитывает количественное содержание жидкости

вНКТ, а также не позволяет с достаточной точностью определить параметры эксплуатации скважины, а именно значения забойного, устьевого давлений и давления закачки газа. В работе предлагается использование метода узлового анализа [1] для определения вышеперечисленных показателей.

Входе узлового анализа сравниваются точки пересечения характеристической кривой НКТ с кривой продуктивности и кривой минимального дебита, рассчитанного по формуле А. А. Точигина [2]. Таким образом, определяется геометрическое положение точки рабочего дебита системы относительно минимально допустимого дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкости при

169