Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИМУЛЯТОРА MUFITS





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

А.А. Афанасьев
(НИИ механики МГУ имени М.В. Ломоносова,
afanasyev@imec.msu.ru)

Приводится описание внутренней структуры гидродинамических моделей месторождений в симуляторе MUFITS (www.mufits.imec.msu.ru). Модели представляются в виде логически связанного набора примитивов: блоков и граней ячеек сетки, сегментов скважин и трубопроводов, перфораций, компрессоров и т.д. Данное представление может использоваться с различными PVT-модулями для расчета теплофизических свойств пластовых флюидов. Приводятся примеры применения симулятора и соответствующей внутренней структуры данных при расчете тестов SPE в рамках расширенной модели «Черной нефти». Дается сравнение показателей разработки в тестовых задачах с расчетами на сторонних программных продуктах.

Приводится описание PVT-модуля симулятора для упрощенного композиционного гидродинамического моделирования при до- и закритических термодинамических условиях. Метод моделирования основывается на описании свойств углеводородной (УВ) смеси с помощью термодинамического потенциала. В рамках подобного подхода удается описать свойства многокомпонентной УВ смеси при до- и закритических условиях смесью всего лишь двух псевдокомпонент, моделирующих тяжелые и легкие УВ фракции. Приводится пример применения PVT-модуля для расчета разработки месторождения высоколетучей нефти, когда при депрессии реализуются околокритические термодинамические условия, а закритическая УВ смесь расслаивается на газовую фазу и фазу УВ конденсата.

Работа выполнена при финансовой поддержке стипендии
Президента РФ для молодых ученых (СП-2222.2012.5).


Особенности проектирования ПХГ
в трещиновато-пористых карбонатных
коллекторах водоносных структур

В.В. Воронова, А.И. Ермолаев, А.А. Некрасов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
vikapolupanova@mail.ru)

 

Расширение газотранспортной сети вызывает необходимость поиска новых геологических объектов для подземного хранения газа (ПХГ) не только в пористых коллекторах, но и в трещиновато-пористых структурах.

В сравнении с ПХГ в пористых структурах создание хранилищ газа в трещиновато-пористых коллекторах водоносных пластов осложнено рядом особенностей. Важнейшей из них является наличие над ловушкой непроницаемой покрышки. Другой проблемой является утечка газа в окружающий водоносный бассейн, что может привести не только к потерям газа, но и к загрязнению окружающей среды. Это диктует специальные требования к геологическим объектам для создания ПХГ.

Требования к объему буферного газа для ПХГ в трещиновато-пористых коллекторах отличаются от требований для ПХГ в пористом коллекторе. Поэтому критически важным вопросом при создании ПХГ в таких геологических структурах является выбор рационального объема буферного газа, обеспечивающего эксплуатацию без осложнений.

Оценка перспективности создания ПХГ в трещиновато-пористых водоносных пластах осуществлялась на основе компьютерного моделирования. При этом для моделирования процессов фильтрации в крутых геологических структурах с большим углом падения потребовался специальный метод, который и был разработан.

Задача выбора оптимального буферного объема газа представляет собой модель нелинейного математического программирования. Целью оптимизации является снижение затрат на компримирование и хранение газа в пласте при выполнении технологических ограничений.

По результатам моделирования и решения оптимизационной задачи предложены геологические и технико-экономические критерии для выбора объектов, подходящих для подземного хранения газа в трещиновато-пористых карбонатных водоносных пластах.

 


ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ ГАЗА В СООТВЕТСТВИИ
С ЗАДАННЫМ УРОВНЕМ ГОДОВОГО ОТБОРА С ЦЕЛЬЮ
УВЕЛИЧЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТА

А.В. Царенко, А.А. Некрасов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
al.tsarenko@gmail.com)

 

Как правило, газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение. При этом потери конденсата в пласте оказываются весьма велики. Поддержание же давления выше давления начала конденсации путем закачки сухого газа или другого агента оказывается менее или вообще нерентабельным. Поэту задача минимизации потерь конденсата в пласте является весьма актуальной для нефтегазовых компаний.

Анализ результатов гидродинамического моделирования разработки газоконденсатного пласта показал, что существенные потери возникают из-за перетока из зон высокого давления в зоны с пониженным давлением, возникающим в пласте из-за неравномерности работы скважин.

Одним из вариантов снижения потерь конденсата является перераспределение дебитов скважин с целью более равномерного дренирования пласта. Поставленная задача решалась в несколько этапов:

- создание геологической модели реального газоконденсатного месторождения;

- проведение на созданной модели гидродинамических расчетов для адаптации и выявления основных причин потерь конденсата;

- на основе анализа результатов разработка методики перераспределения дебитов скважин при заданном уровне годового отбора газа с целью выравнивания зон дренирования и повышения конечной конденсатоотдачи.

С применением данной методики было сформировано пять вариантов разработки месторождения и оценен эффект прироста конечной конденсатоотдачи. Применение предложенной методики должно дать экономический эффект в размере 1 млн долл. в ценах 2014 г.

 

 


СОЗДАНИЕ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ
СИСТЕМЫ «ПЛАСТ–СКВАЖИНА–ОБУСТРОЙСТВО»
НА ПРИМЕРЕ КУСТА № 3 НОВОПОРТОВСКОГО НГКМ

Р.Т. Апасов, Е.Н. Павлов, Е.А. Подчувалова
(ООО «Газпром нефть НТЦ»,
Podchuvalova.EAn@gazpromneft-ntc.ru)

Настоящая работа посвящена оценке изменения показателей добычи углеводородов на примере скважин куста № 3 Новопортовского НГКМ с учетом и без технологических ограничений наземной инфраструктуры. Так как по проекту произошли существенные изменения по профилю добычи нефти, жидкости, попутного нефтяного газа, объемам закачки, то необходимо проверить, требуется ли пересмотр/корректировка Концепции проекта обустройства месторождения. На данном этапе оптимизация проекта обустройства возможна в силу того, что Новопортовское НГКМ в настоящее время находится на стадии опытно-промышленной разработки, готовится к вводу в промышленную разработку.

Авторами построена трехмерная геолого-гидродинамическая модель, объединяющая пять основных объектов разработки, которая в дальнейшем была объединена с моделью наземной сети. Модель пластовой системы создавалась в программном комплексе Eclipse, модель наземной сети – в Pipesim. Интегрированная модель позволяет на каждый временной шаг перераспределять дебит между скважинами так, чтобы выполнялись требуемые ограничения на пропускную способность наземного оборудования и трубопроводов. Благодаря этому удалось посчитать уровни добычи углеводородов, которые будут учитывать ограничения подземного оборудования и наземной инфраструктуры.

Таким образом, результаты интегрированного моделирования позволили сделать вывод о том, что существующая модель обустройства куста скважин № 3 требует оптимизации.

 


 

ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ
УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Л. Айрапетов, Е.В. Земзюлин,
Г.И. Матниязова, А.А. Некрасов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
zemzyulin93@gmail.com)

 

Учебное месторождение изначально было отнесено к «нерентабельным» запасам. Гидродинамическое моделирование позволяет определить основные показатели разработки месторождения при его проектировании с последующей экономической оценкой инвестиций в проект. Представленные результаты наглядно показывают, что месторождение, отнесенное ранее к «нерентабельным», может быть эффективно введено в разработку.

Понятие газоводяного контакта является условным и вводится для упрощения приближенного подсчета запасов объемным методом. В реальности газо- и водонасыщенную области разделяет переходная газоводяная зона.

Наличие гидродинамической связи между залежами одного месторождения упрощает определение отметки ГВК в каждой из них, исходя из условия гидростатического равновесия.

Использование специальных программных пакетов позволяет перейти от геологических моделей с ГВК к моделям с переходной
газоводяной зоной.

Таким образом, геологическое компьютерное моделирование позволяет сделать более точную оценку объемов пластовой продукции и, следовательно, инвестиционной привлекательности проекта.

Правильный расчет системы сбора и подготовки продукции является важной задачей проектирования месторождения. Для создания технологической модели системы подготовки продукции скважин Учебного месторождения была создана схема сбора и транспорта пластового флюида с коллекторно-лучевым подключением скважин и УКПГ.

Программный комплекс PIPESIM позволяет анализировать систему добычи, моделировать поток флюида от устья жидкости до пункта переработки, прогнозировать образование гидратов и, соответственно, количество ингибитора, необходимого для их предотвращения, а также рассчитать установку осушки газа.

 


 

ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА
РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕХНОЛОГИИ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА

А.И. Ермолаев, И.А. Трубачева
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
trubacheva.irisha@gmail.com)

 

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи при разработке
газоконденсатных месторождений может быть достигнуто применением сайклинг-процесса, т.е. путем возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из которого предварительно извлечены тяжелые компоненты. Одной из задач оптимизации разработки залежи с применением сайклинг-процесса является задача выбора скважин из действующего фонда под закачку газа. Данная работа посвящена решению этой задачи.

С использованием расчетов на гидродинамической модели некоторого гипотетического месторождения было сформировано множество вариантов реализации сайклинг-процеса, отличавшихся наборами нагнетательных скважин. Для сформированных вариантов были рассчитаны основные технико-экономические показатели разработки.

Полученные результаты могут быть привлечены для анализа геолого-промысловых условий и технологических критериев, наличие которых указывает на целесообразность использования конкретной скважины под нагнетание газа в продуктивный пласт.

 


 

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
В ПРОГРАММНОМ ПАКЕТЕ FRACPRO НА ПРИМЕРЕ
АЧИМОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

К.А. Бутов, А.А. Некрасов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
kir.butov@gmail.com)

 

В настоящее время значительная часть вводимых в разработку месторождений нефти и газа характеризуется сложно построенными низкопроницаемыми коллекторами. Ачимовские залежи Уренгойского НГКМ являются ярким примером аномальных характеристик, т.к. залегают на глубинах более 4000 м, обладают аномально высоким давлением, характеризуются многофазным течением и низкой проницаемостью коллектора – 0,5–2,0 мД. Вышеперечисленные факторы осложняют процесс добычи и делают гидроразрыв пласта одним из эффективных способов увеличения дебитов скважин.

Наиболее точным методом расчета параметров гидроразрыва является моделирование в программном пакете, т.к. он позволяет создать геометрию трещины, разработать график закачки жидкостей, смоделировать поведение трещины в пласте и спрогнозировать возможные осложнения во время проведения операции.

Определение оптимального дизайна гидроразрыва является основной целью моделирования. Полученные параметры гидроразрыва пласта на одной скважине могут заложить основу выбора стратегии освоения всего месторождения.

 


 

ПОСТРОЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. НОВЫЙ ПОДХОД

Д.Ю. Семигласов
(ОАО «Газпром промгаз»,
D.Semiglasov@promgaz.gazprom.ru)

 

Основной проблемой построения качественных фильтрационных моделей месторождений являются факторы геологической неопределенности, связанные, очевидно, со сложностью и неоднозначностью интерпретации имеющейся геологической информации. По мере построения геологических моделей залежей происходит неуправляемое накопление ошибок, что, в конечном счете, не позволяет использовать эти результаты как основу фильтрационных моделей.

В докладе предложен упрощенный подход и рассмотрены примеры гидродинамического моделирования месторождений природного газа, позволяющий максимально упростить построение качественных цифровых фильтрационных моделей без какой-либо потери качества последних. Подход основан на построении упрощенных балансовых моделей залежей, требующих минимального объема исходной геолого-промысловой информации, а главное – позволяющий использовать исходную геологическую информацию как базовый, адаптивный параметр. В перспективе предлагаемый подход может быть использован для повышения качества адаптации существующих гидродинамических моделей месторождений.

 


 

СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИС
С ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛЬЮ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Е.Г. Ибатуллина
(Total E&P Russie,
ibatullina_eg@mail.ru),
Д.Ю. Пономарева
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Одним из способов получения достоверной информации о добывных возможностях пробуренной скважины и о свойствах коллектора в масштабе пласта является гидродинамическое исследование (ГДИС).

В настоящем докладе представлена методика интерпретации комплекса ГДИС с использованием гидродинамического моделирования. Комплекс ГДИС включает в себя отработку скважин на стационарных режимах и две записи кривых восстановления давления (КВД). Газоконденсатное месторождение находится на стадии ввода в эксплуатацию, нет взаимовлияния между скважинами, после бурения в скважинах проведена очистка ствола.

По мере поступления данных возникает необходимость оперативного сопоставления результатов работы скважин, полученных при исследовании, и результатов, полученных по текущей гидродинамической модели. Сопоставление производится по значениям дебитов для конкретных режимов работы, воспроизведенных как при исследовании, так и при расчете на модели. Результаты данной методики позволяют оперативно оценить достоверность текущей гидродинамической модели.


 

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МУН
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

В.Ю. Калинчук, А.А. Некрасов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
a995stoe5@bk.ru)

 

Разработка нефтяных оторочек газовых залежей первичными методами (истощение) не позволяет получать высоких коэффициентов нефтеотдачи. Для повышения коэффициента нефтеизвлечения требуется применять вторичные методы (такие как приконтурное или барьерное заводнение), а также третичные. Среди третичных методов в качестве наиболее перспективных рассматриваются химические методы повышения нефтеотдачи. К таким методам относят, в частности, технологию АСП – щелочно-ПАВ-полимерного заводнения.

Технология АСП предполагает формирование в результате химической реакции кислых компонентов нефти с закачиваемым щелочным агентом внутри пласта наряду с закачанным ПАВ (дополнительного поверхностно-активного вещества, «отмывающего» нефть) и дальнейшее блокирование промытых каналов полимерами.

Дальнейшим развитием такой технологии могла бы стать циклическая закачка СО2, раскисляющего нефть и щелочи. Проведенное гидродинамическое моделирование такого процесса показало его технологическую реализуемость и эффективность применения для нефтяных оторочек газовых месторождений Восточной Сибири.


ТЕЗИСЫ,
НЕ ВОШЕДШИЕ В ПРОГРАММУ КОНФЕРЕНЦИИ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПРИ ЗАКАЧКЕ В ПЛАСТ
НЕУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Г.А. Еске
(Ухтинский государственный технический университет,

www.eskegalina@yandex.ru)

 

Подавляющее большинство месторождений углеводородов находится на завершающей стадии разработки. Вместе с тем в последующие десятилетия ожидается неуклонный рост потребления энергоресурсов, удовлетворить который за счет альтернативных источников энергии не представляется возможным. Освоение же месторождений Арктического региона требует больших финансовых вливаний и технологических решений. Поэтому повышение эффективности разработки «старых» месторождений становится все более актуальной задачей.

Важнейшей проблемой разработки газоконденсатных месторождений является снижение значительных потерь конденсата в пласте. Поэтому предметом исследования данной работы является процесс испарения конденсата при нагнетании в пласт диоксида углерода и азота в разных соотношениях.

Для различных вариантов был рассчитан процесс дифференциальной конденсации при снижении давления с 16 до 1 МПа. Далее
80 % газовой фазы при 2 МПа заменяли на смесь азота и диоксида углерода в различном соотношении. С полученными составами были проведены аналогичные расчеты дифференциальной конденсации.

В результате расчетов были сделаны следующие выводы: при малых давлениях (1–3 МПа) оптимальными составами для увеличения конденсатоотдачи пластов будут варианты с азотом и с 75 % азота и 25 % диоксида углерода; при более высоких давлениях наибольшей растворяющей способностью обладает смесь с диоксидом углерода.

 

 


 

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАСЧЕТА
НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК, ВКЛЮЧАЮЩЕГО
ДВА ЦЕНТРАТОРА ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ИСКРИВЛЕНИЙ
НАКЛОННЫХ СКВАЖИН ПРИ ВСКРЫТИИ ГАЗОВЫХ
И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Р.М. Зейналов
(ПО «Азнефть»,
Rustam.Zeynalov@socar.az)

 

Известно значительное количество исследований, посвященных регулированию зенитного угла и азимута ствола в процессе бурения с помощью компоновок, включающих один, два и более центраторов, при вскрытии газовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Однако в этих исследованиях при расчете не учитывались податливость грунта, слагающего стенки скважины в точках опор, соответствующих касаний долота, центраторов и бурильных труб со стенкой скважины, т.е. стенки скважины принимались абcолютно жесткими. Кроме того, в известных исследованиях влияние частоты вращения на эффективность искривления изучена недостаточно.

Разработана более обобщенная математическая модель расчета неориентируемых компоновок низа бурильных колонн (КНБК), включающих один или несколько опорных элементов (например, центратор, стабилизатор, калибратор и др.) с учетом податливости грунта стенок скважины и частоты вращения неориентируемой компоновки.

Расчет по предложенной модели позволяет более точно и количественно оценить величину радиального усилия на долото и угол поворота оси последнего, которые являются основными факторами, сильно влияющими на процесс искривления скважины.

Используя рассчитанные по предложенной модели значения боковой радиальной силы и угла поворота долота в обобщенной модели искривления скважины, можно более точно прогнозировать темп изменения зенитного угла и азимута на заданном интервале проходки.

Таким образом, выполнение расчетов по предложенной модели позволяет значительно повысить качество и эффективность управления искривления наклонных скважин неориентируемыми КНБК с несколькими опорными элементами.

 


 

ОСОБЕННОСТИ АДАПТАЦИИ НА ИСТОРИЮ РАЗРАБОТКИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
С НЕСКОЛЬКИМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ
СВЯЗАННЫМИ ПЛОЩАДЯМИ

Е.С. Зимин, А.А. Базаев, А.А. Хакимов, И.А. Тропина
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»,
Hakimovaa@tngg.ru)

 

В настоящее время в Западной Сибири ведется разработка сеноманских газовых залежей, имеющих несколько гидродинамически связанных куполов (например, сеноманские залежи Комсомольского, Юбилейного, Ямсовейского месторождений). Сеноманская газовая залежь Ямсовейского НГКМ включает два купола: основной – Ямсовейская и малый – Ярейская площади. Как и большинство газовых залежей с несколькими куполами, в разработку площади введены в разное время с промежутком 13 лет. Особенностью разработки сеноманской газовой залежи Ямсовейского НГКМ является разность пластовых давлений, так как пластовое давление на Ярейской площади на момент ввода выше в полтора раза, чем на основной площади.

При адаптации гидродинамической модели авторы столкнулись со следующими проблемами: адаптация пластового давления в рамках единого гидродинамического объекта; адаптация водоносного горизонта; переток газа как в водоносную часть залежи на Ярейской площади, так и между площадями.

Для адаптации пластового давления на Ярейской площади авторами произведена настройка перетока газа между куполами путем корректировки распределения проницаемости с помощью итерационных расчетов в пределах, полученных по результатам газодинамических исследований скважин.

Сложность настройки водоносного пласта заключалась в расчете параметров водоносного горизонта, исключающих переток газа в водоносную часть на Ярейской площади и перешейке.

В результате адаптации пластового давления отклонение значения от фактически замеренных по 88 % фонда скважин не превышает 0,1 МПа, что свидетельствует о приемлемом качестве настройки фильтрационной модели.


 

РОЛЬ 3D-МОДЕЛИРОВАНИЯ В ПОВЫШЕНИИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.М. Ибрагимов, Ю.Р. Мустафаев
(НИПИ «Нефтегаз», ГНКАР,
mehdi.huseynov@socar.az)

 

Моделирование месторождений важно не только в целях экономии времени и точности прогнозирования, но и для более углубленного понимания строения коллектора месторождения.

В рамках этой работы была построена трехмерная геологическая модель Свиты Перерыва месторождения Гюнешли Азербайджана, построены геологическая сетка (grid) и геологические кубы по параметрам пласта.

Для создания трехмерной модели данного горизонта была загружена исходная информация всех пробуренных скважин. После загрузки исходных данных и создания рабочего проекта был создан структурно-стратиграфический каркас модели. Для этого предварительно выполняли корреляцию скважин, в качестве тренда были использованы данные опорных сейсмических горизонтов, создана модель тектонических нарушений. Во время корреляционной процедуры были использованы результаты геофизических исследований почти всех скважин. После создания структурно-стратиграфического каркаса горизонта была построена структурная модель, включающая в себя все тектонические нарушения.

Правильно построенная трехмерная сетка – это основа построения корректной геологической модели. Вертикальные размеры ячеек модели выбирались с учетом дифференциации разреза по фильтрационно-емкостным свойствам. Разрешение сетки по вертикали определялось таким образом, чтобы удалось наиболее адекватно восстановить ареал распределения коллекторов, не упуская при этом ни одного прослоя. Затем строилась петрофизическая модель горизонта.

Важным обстоятельством, подтверждающим точность созданной геологической модели, является соответствие запасов нефти и газа, полученных при 3D геологическом моделировании с имеющимися на балансе. При анализе полученных данных следует, что расхождение с запасами составляет +1,1 %.

Таким образом, построена геологическая модель Свиты Перерыва месторождения Гюнешли, что позволит оптимизировать доразработку залежей и существенно повысить экономический эффект с извлечением остаточных запасов нефти и газа.


 

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ «ЖИДКИЙ ПАКЕР» ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ
СКВАЖИННЫМИ ФИЛЬТРАМИ НА ЯМБУРГСКОМ НГКМ

А.Р. Ильясов
(ООО «Газпром подземремонт Уренгой»,
airatiliasov@rambler.ru)

 

Одной из основных задач при капитальном ремонте скважин на Ямбургском месторождении остается проведение водоизоляционных работ.

В последние годы при капитальном ремонте скважин столкнулись с проблемой проведения водоизоляционных работ на скважинах, оборудованных скважинными фильтрами.

В докладе приводится пример проведения водоизоляции в скважине, оборудованной фильтрами в 2010 г. по традиционной технологии, при этом получен отрицательный результат: наблюдался вынос пластовой воды и песка, скважина сдана в бездействующий фонд.

Исходя из отрицательного опыта, возникла необходимость поиска новых решений данной проблемы.

В 2011 г. было найдено решение, разработана и применена технология «жидкий пакер», при этом получен положительный результат. После КРС отсутствует вынос пластовой воды и песка, скважина запущена в шлейф.

Применение технологии «жидкий пакер» в скважинах, оборудованных фильтрами, позволило:

- усовершенствовать подход к ремонту;

- успешно производить водоизоляционные работы;

- сохранять целостность и функциональное назначение фильтров.

 


 

Математическое моделирование
неустановивщегося течения газожидкостной
смеси в пласте и трубе с учетом динамической
связи пласт–скважина

C.A. Имамалиев
(НИПИ «Нефтегаз»,
serkar.imameliyev@mail.ru)

Проведение измерительных работ в газовых и газоконденсатных скважинах с аномально высоким давлением является трудновыполнимой и сложной операцией. Поэтому возникает задача определения забойного и пластового давления на основе эксплуатационных параметров на устье скважины.

Строгое решение этой задачи требует учета взаимодействия в системе пласт–скважина. Поэтому необходимо рассматривать и решать систему уравнений, описывающих одновременное течение газированной жидкости в пласте и стволе скважины.

В докладе рассматривается задача определения полей давления в пласте и стволе скважины с учетом динамической связи системы пласт–скважина при двухфазном нестационарном течении среды.

Разработана математическая модель, позволяющая на основе эксплуатационных параметров определить забойное давление при неустановившемся движении двухфазной среды с учетом динамической связи системы пласт–скважина.

 


 

ПОСТРОЕНИЕ ЕДИНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ

М.А. Кузеванов
(ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,
MAKuzevanov@rosneft.ru)

 

Специфика разработки газовых месторождений предполагает постоянный уровень отборов газа, позволяющий обеспечить стабильную загрузку объектов промысловой подготовки и транспорта. При этом по мере падения уровня отборов по основным объектам производится ввод второстепенных. При наличии единой системы сбора и раздельного моделирования объектов разработки встает вопрос о точности учета добычи углеводородов с объектов с совместным фондом скважин. К тому же при вводе второстепенных объектов с отличным уровнем пластового давления в единую сеть сбора может возникнуть проблема правильного распределения устьевых и линейных давлений.

В данной работе описывается новый подход построения гидродинамических и интегрированных моделей многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений. Благодаря новому подходу удалось создать единую гидродинамическую модель – гибкий инструмент, позволяющий выполнять совместные расчеты по основным и второстепенным объектам с учетом инфраструктуры. Предлагаемый подход позволяет обеспечить с приемлемой точностью и в приемлемое время расчеты по всем пластам. Создание единой модели упрощает способ задания различных вариантов на прогноз. Также в ней осуществлен правильный учет добычи углеводородов с пластов совместного фонда скважин. Учет системы сбора позволяет получать наиболее приближенные к реальности результаты, а необходимость ввода дожимной компрессорной станции определяется более точно.


 

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПРИ ПАДЕНИИ ДАВЛЕНИЯ
НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

А.А. Лапик
(филиал ООО «Газпром информ» в г. Новый Уренгой,
A.Lapik@Inform-nur.gazprom.ru)

Интенсивное развитие структуры газовой промышленности к настоящему времени привело к необходимости создания интеллектуальной адаптивной системы для оценки текущего состояния и эффективного использования конечных газовых месторождений. Под эффективным использованием понимают систему принятия решений при эксплуатации скважин при значительных объемах добываемой вместе с газом пластовой воды.

Для этого необходимо создание системы мониторинга с применением и комбинированием современных методов моделирования и анализа взаимовлияния объектов газовой отрасли и окружающей среды, способной на основе статистических данных и знаний вырабатывать решения о действии и находить рациональные способы достижения цели. Решение данной научно-практической проблемы связано с применением системного анализа для изучения, структурирования и управления рисками в современных условиях с привлечением геолого-геофизической информации и сведения в единое координатное пространство различных видов диагностических обследований.

В разрабатываемых методах для моделирования процессов предлагается использовать как статистическую математическую модель, так и комбинирование вероятностного и детерминированного подходов. Применение этих моделей позволяет не только рассчитывать вероятность возникновения спада добычи природного газа, но и создавать методы управления этими вероятностями, обеспечить наилучшую точность прогнозирования, адаптивность к изменяющимся процессам.

 


 

ОПЫТ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА
МЕТОДОМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
В СКВАЖИНАХ ЯМБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Р.Ч. Мухамедшин,Р.И. Фабин
(ООО «Газпром подземремонт Уренгой» –
Ямбургское УИРС,
rus72tam@icloud.com)

 

Из-за значительного снижения пластового давления интенсификация газовых и газоконденсатных скважин химическими методами (например, кислотные обработки) не позволяет добиться требуемых устьевых параметров. Вследствие этого гидравлический разрыв пласта (ГРП) является основным методом вывода из бездействия газоконденсатных скважин и за редким исключением газовых скважин Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ). Таким образом, проблема повышения эффективности ГРП на сегодняшний день актуальна. Закачка значительных объемов жидкости в пласт сопровождается с увеличением времени отработкой скважин до вывода на рабочие параметры, а в ряде случаев приводит к невозможности вызова промышленного притока газа.

На газовых скважинах ЯНГКМ применяется ГРП на азоте с пеной. Отличительной особенностью является использование в качестве носителя проппанта смеси геля и жидкого азота. Это позволяет на 30 % снизить объем жидкости при аналогичном объеме проппанта.

На газоконденсатных скважинах ЯНГКМ применяется ГРП на водной основе с использованием противовыбросового оборудования (ПВО) и по протекторной схеме. Ранее был опробован ГРП на углеводородной основе, который не получил распространения из-за сниженного объема проппанта в сравнении с ГРП на водной основе.

 


 

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОНТАКТНОГО ДАВЛЕНИЯ
МЕЖДУ ПОЛУЦИЛИНДРИЧЕСКОЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ
С ОТВЕРСТИЕМ И УПЛОТНИТЕЛЬНЫМ ЭЛЕМЕНТОМ

К.О. Рустамова
(НИПИ «Нефтегаз», компания SOCAR,
r.k_bdu@mail.ru)

В практике нередко используют уплотнения полуцилиндрических поверхностей с отверстием. При этом надежность герметичности поверхности во многом зависит от характера распределения контактного давления между цилиндрической поверхностью и уплотнительном элементом. А последнее в свою очередь зависит от геометрических размеров и физико-механических свойств уплотнителя и цилиндрической поверхности. Наличие отверстия в цилиндрической поверхности сильно меняет характер распределения контактного давления. Поэтому исследование и изучение влияния наличия отверстия в цилиндрической поверхности на характер распределения между нею и уплотнительным элементом представляет как научный, так и практический интерес.

В работе на основе теоретических исследований определяется характер распределения контактного давления между цилиндрической поверхностью с отверстием и уплотнительным элементом. Показано, что при прочих равных условиях с увеличением радиуса наружной стенки цилиндра внешняя нагрузка, необходимая для достижения герметичности поверхности цилиндра, растет. Причем этот рост носит почти линейный характер. Получена аналитическая формула, позволяющая определить характера контактного давления между наружной поверхностью цилиндра и стенкой уплотнителя в зависимости от его физико-механических свойств и геометрических размеров при наличии в его теле отверстия.

 


 

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Е.С. Зимин, Д.А. Татариков, А.А. Хакимов, А.А. Базаев
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»,
TatarikovDA@tngg.ru)

На текущий момент расчет температурного режима работы газовых скважин не является обязательным при формировании прогнозных технологических показателей разработки на долгосрочную перспективу. Поэтому при обосновании технико-экономических показателей разработки газовых месторождений в бюджет капитальных вложений зачастую не включаются затраты на мероприятия по предотвращению гидратообразования в стволе скважин. В результате это приводит к несвоевременной ликвидации газогидратной пробки, что вызывает серьезные осложнения при эксплуатации газовых месторождений.

В данной работе на примере сеноманской залежи Губкинского месторождения авторами предложен метод расчета температурного режима газовых скважин на прогнозный период разработки. Данный подход основан на создании статических моделей скважин с последующей их загрузкой в формате зависимости изменения температуры на устье от дебита, устьевого давления и водогазового фактора в геолого-технологическую модель для расчета прогнозных технологических показателей, включающих данные по температурному режиму работы скважин.

Для реализации данного подхода авторами в специализированном ПО созданы статические модели скважин эксплуатационного фонда пласта ПК1 Губкинского месторождения. Для учета фактических параметров при решении задачи теплообмена между газожидкостным потоком и окружающими ствол скважины многолетнемерзлыми породами выполнена адаптация температуры газа на устье и устьевого давления на результаты ГДИ.

Таким образом, предложенная авторами методика позволяет достоверно рассчитать температуру газа на устье и заблаговременно установить дату образования гидратов на устье скважин.

 


 

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
НА ВНЕДРЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД В ГАЗОНАСЫЩЕННУЮ ЧАСТЬ ЗАЛЕЖИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

А.А. Хакимов, Е.С. Зимин, А.А. Базаев, Д.А. Татариков
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»,
TatarikovDA@tngg.ru)

На данный момент большинство разрабатываемых газовых месторождений Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи газа, характеризующейся широким спектром проблем. Одной из наиболее распространенных проблем является преждевременное обводнение газонасыщенных толщин, приводящее к «защемлению» газа пластовой водой, выходу из строя наземного оборудования, остановки добывающих скважин, повышенным нагрузкам на установки комплексной подготовки газа.

Объектами проведения анализа степени влияния геологической неоднородности на внедрение пластовой воды выбраны сеноманские газовые залежи Западной Сибири Ноябрьской группы месторождений. Для оценки внедрения пластовой воды использованы результаты ГИС-контроля по 203 скважинам, а также гидрохимического анализа вод с забоя добывающих скважин.

Оценка неоднородности проводилась с использованием трехмерных геологических моделей залежей. Распределения песчанистости, построенные по газонасыщенной части залежи, позволили оценить зависимость образования участков повышенного внедрения пластовой воды от неоднородности коллектора.

Дальнейший анализ неоднородности газонасыщенной части залежи по площади и разрезу позволил выделить участки с повышенной вероятностью прорыва пластовой воды, пересмотреть отборы газа по кустам при прогнозных технологических расчетах для уменьшения интенсивности внедрения и выравнивания фронта внедрения пластовой воды в газонасыщенную часть залежи, что в дальнейшем подтвердилось расчетами на гидродинамической модели.


 

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ

О.И. Гейдаров
(НИПИ «Нефтегаз», ГНКАР,
mehdi.huseynov@socar.az)

В последние годы в различных странах мира на углеводородных месторождениях было пробурено большое количество горизонтальных скважин. Размещение спроектированной траектории скважины на геологической и гидродинамической модели, прогнозирование ее параметров эксплуатации имеют важное значение.

С целью прогнозирования показателей разработки горизонтальной добывающей скважины была использована программа Prosper.

Исследуемый горизонт состоит из нескольких продуктивных пластов. В целях защиты от газовой шапки, образовавшейся во время процесса разработки и пластовой воды, которая может прорваться в скважину, была спроектирована инклинометрия скважин, предполагающая открытие среднего пласта горизонта, не затрагивая верхние и нижние пласты. Предполагается вскрытие пласта открытым фильтром на 260 м, под углом 82°. В том месте, где запланировано пробурить горизонтальную скважину, мощность продуктивного пласта составляет 54 м.

Был спрогнозирован дебит газлифтной горизонтальной скважины при значениях диаметра НКТ 4,5² и 6 5/8², устьевого давления
40 и 50 aтм, объема закаченного газа 30, 50 и 80 тыс. м3/сут.

Учитывая постепенное падение пластового давления в период процесса разработки, все вычисления сделаны для 180 и 150 атм пластового давления. Ежесуточный дебит горизонтальной скважины в зависимости от различных параметров варьирует между 200–880 м3.

При значениях диаметра НКТ 6 5/8², устьевого давления скважины 40 атм, объема закачанного газа 80 тыс. м3/сут изначальный дебит горизонтальной скважины составляет максимум. При одинаковых значениях пластового и устьевого давлений для газлифтного способа эксплуатации изменение диаметра НКТ не очень влияет на дебит скважины. Согласно модели скважины, значение устьевого давления и объем закачанного в скважину газа – существенные факторы, влияющие на дебит скважины.

 

 


 

 


 

VI Молодежная научно-практическая конференция

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Корректор, верстка М.В. Бурова
Обложка И.В. Шерстюк

 

 

 

Подписано к печати 17.10.2014 г.

Тираж 95 экз. Ф-т 60×84/16.

Объем: 4,88 усл. печ. л.

 

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.