CC BY
17ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ СОВХОЗНОГО ГАЗОВОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ Жмаева О.В.
Жмаева Ольга Вадимовна - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
На основании расчета скорости потока газа на башмаке НКТ в скважинах на Совхозном газовом месторождении установлено [3], что на скважинах 22 и 17 Совхозного газового месторождения фактические скорости и дебиты не соответствуют требуемым. Следовательно, для скважин 22 и 17 необходимо проведение ОПЗ, а именно глинокислотной обработки ПЗП [1,2].
Рассчитаем фактический дебит скважины 22. Забойное давление равно 8,11МПа. По пласту Т1у1;3 проницаемость по данным интерпретации ГИС варьирует в интервале 0,199*10-3 - 11,60*10-3 мкм2, средняя величина - 2*10-3 мкм2 По пласту Тт1+2 проницаемость варьирует в интервале 0,70*10-3 - 61,44 *10-3 мкм2, средняя величина также составляет 2*10-3 мкм2.
В связи с АВПД вскрытие продуктивного пласта осуществлялось кумулятивной перфорацией с применением в качестве жидкости глушения раствора плотностью 1,24-1,35 г/см3 [7]. Освоение осуществлялось заменой жидкости глушения на техническую воду с последующим снижением уровня аэрацией. Высокая плотность жидкости глушения способствует кольматированию призабойной зоны и ухудшению коллекторских свойств пласта. В связи с отсутствием данных по исследованиям КВД и невозможностью расчета параметров, значение скин-фактора принимаем равное 7 ед. Радиус контура питания у одиночной скважины примем равный 1000м. В связи с высоким коэффициентом расчлененности на объекте (9,7 единиц по пласту Т1У1;1+2) и неравномерной проницаемостью по пропласткам можно сделать вывод о том, что эффективная газонасыщенная толщина в скважинах по факту работает не вся и частично со временем кольматируется. Поэтому для расчета дебита принимаем эффективную газонасыщенную толщину 5м (4м по пласту Т^^2; 1м по пласту Т^3) вместо 12м. Расчет для пласта Т1У/+2 [8]:
д р2 = р2л _ рг^ = 2 з ,82 - 8,1 12 = 5 00,67М П а2 ;
^ = . +з = 05 3д'ед;
= КПрод * д р2 = 0, 0 5 з * 5 00,67 = 2 6,5 3ты с. м 3 /сут .
Расчет для пласта Т1Л3:
Кпрод = т?;,сЧ =0 , 0 1 3 д.ед;
Qг = Кпрод * д р2 = 0,01 3 * 5 00,67 = 6,63ТЫ1 с. м 3 /сут .
Общий расчетный дебит по скважине равен 33,16 тыс. м3/сут. Фактический дебит при данных условиях равняется 29,5 тыс. м3/сут.
Рассчитаем фактический дебит скважины 17. Забойное давление равно 7,99МПа. По залежи пласта Т^3 по данным интерпретации ГИС скважины 17-Совхозной, проницаемость варьирует от 1,12*10-3 до 1,81*10-3 мкм2, составляя в среднем 1,38*10-3 мкм2. По залежи пласта Т1у1;5 проницаемость варьирует от 1,12*10-3 до 1,99 • *10-3 мкм2, средняя величина - 1,37*10-3 мкм2. В связи с неравномерной проницаемостью по пропласткам и закольматированностью можно сделать вывод о том, что эффективная газонасыщенная толщина в скважинах по факту работает не вся. Поэтому для расчета дебита принимаем эффективную газонасыщенную толщину 6м (3м по пласту Т1у1;3; 3 м по пласту Т^5) вместо 13 м. Расчет дебита для пласта Т^3:
Д р2 = р2л _ р2аб = 2 62 _ 7,992 = 612 ,1 6М П а2;
Qr = Кпрод * Д P2 = ° 1 8 3 * 6 1 2 , 1 6 = 1 1 , 1 9 тыс.м 3 /сут.
Расчет для пласта Тlvt5:
Д P2 = Р2Л - Р2аб = 2 62 - 7,992 = 612 ,1 6М П а2;
Кпрод = т Г?СЧ, = °, ° 1 7 8д. ед;
2ЦгТплРст[1п—J+S
Qr = Кпрод * Д Р2 = °, ° 1 7 8 * 6 1 2 , 1 6 = 1 °, 9 2 тыыс.м 3 /сут.
Общий расчетный дебит по скважине равен 22,11 тыс. м3/сут. Фактический дебит при данных условиях равнялся 23,6 тыс. м3/сут.
Охарактеризованные керном ветлужские отложения месторождения Совхозного представлены толщей переслаивания пестроокрашенных глин плотных, слюдистых, местами алевритистых с маломощными прослоями алевролитов плотных, проницаемых прослоев глинистых песчаников мелкозернистых, алевритистых, плотных, слабокарбонатных в различной степени глинистых [7]. Глинистость пород коллектора равна 12%, а карбонатность 3%. Выбираем необходимую концентрацию ГКО. Первая стадия обработки заключается в 5% НО, вторая 6% НО+1%ОТ.
Расчет ГКО для скважины 17. Диаметр эксплуатационной колонны 140*9,2мм; глубина спуска 2805м; интервал перфорации Т1л в интервале 2757-2763
м, и Т 1vt в
интервалах 2746-2749 м, 2736-2738 м, 2718-2720 м; перфорированная мощность пласта 13м; эффективная мощность пласта 6м; пластовое давление 26МПа; глубина спуска НКТ 73*5,5мм 2763м; ожидаемая приемистость 100 м3/сут; обработка в 2 этапа - HCL 5%; HCL 6%, HF 1%.
Количество кислоты, расходуемой на 1м эффективной мощности пласта, для песчаников при первичной обработке составляет 0,5 м3[5]. Общий объем рабочего кислотного раствора на 6м эффективной мощности составит 3м3. Первая стадия обработки заключается в 5% кислотном растворе соляной кислоты. Количество товарной соляной кислоты 31,5% (синтетическая марки Б) необходимое для 1м3 5% кислотного раствора:
утов = И!а^ = Н!М^=1 4 °, 7 1 Л .
Т0В А 0,366
Для обработки 6м эффективной газонасыщенной толщины необходимо 0,422м3 товарной соляной кислоты 31,5%.
В качестве стабилизатора используем сульфат натрия. Рабочая концентрация составляет 0,08%:
VCT = Ьст * ^ = °, ° 8 * — = °, ° ° 2 4м 3 .
сст 100
В качестве ингибитора коррозии используем реагент В-2, норма добавки составит 0,4%:
V, = Ьи * ^ = °, 4 * — = °, ° 1 2 м 3 .
И си 100
В качестве интенсификатора используем ОП-10 в концентрации 0,3%:
— = 0,3 * —
100 100
Объем воды для приготовления кислотного раствора:
Vb = Vp - Vtob - (VX6 + Vt + V. + О = 2 , 5 5 м 3.
Вторая стадия обработки заключается в 6% кислотном растворе соляной кислоты с добавлением 1% плавиковой. Для обработки 6м эффективной газонасыщенной толщины необходимо 0,508м3 товарной соляной кислоты 31,5% и 0,059м3 товарной плавиковой кислоты 40%. Объем воды для приготовления кислотного раствора составит .
Расчет для скважины №22. Диаметр эксплуатационной колонны 168*8,9мм; глубина спуска 2802м; проперфорирована в интервалах пластов Т1л1+2 (2675-2684м) и Т1Л3 (2694-2697м), проперфорированный интервал составляет 9м и 3м
V„H = Ьин * т^ = 0,3 * — = 0,009м3
соответственно; эффективная мощность пласта 12м; пластовое давление 23,8МПа; НКТ 73*5,5мм; глубина спуска НКТ 2697м; ожидаемая приемистость 100 м3/сут; обработка в 2 этапа - HCL 5%; HCL 6%, HF 1%. Общий объем рабочего кислотного раствора на 12м эффективной мощности составит 6м3. Для обработки 6м эффективной газонасыщенной толщины необходимо 0,844м3 товарной соляной кислоты 31,5%. Объем всех добавок будет в 2 раза больше чем для скважины 17. Объем воды для приготовления кислотного раствора составит 5 , 1 1 м 3. Вторая стадия обработки заключается в 6% кислотном растворе соляной кислоты с добавлением 1% плавиковой. Для обработки 6м эффективной газонасыщенной толщины необходимо 1,02м3 товарной соляной кислоты 31,5% и 0,118м3 товарной плавиковой кислоты 40%. Объем воды для приготовления кислотного раствора составит .
Объемы закачки до башмака НКТ для скважины 22 составляют 0,049м3 для линий обвязки оборудования и 8,14м3 составляет внутритрубное пространство НКТ. Необходимый объем прокачки кислотного состава составляет на обеих стадиях по 6м3. Следовательно до башмака НКТ следует закачать 8,189м3 жидкости, из которых 6м3 кислотной композиции и 2,189м3 продавочной жидкости. Для скважины 17 объем закачки составляет 8,379м3 до башмака НКТ, из которых 3м3 кислотного раствора и 5,379м3 продавочной жидкости. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта. Для скважины 22 необходимо дозакачать 6,29м3 продавочной жидкости, для скважины 17 3,6м3.
Так как степень загрязнения призабойной зоны скважины определяется величиной скин-эффекта, то расчет дебита после проведения комплексной кислотной обработки должен производиться в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0). Тогда с сохранением текущего пластового давления и забойного необходимо рассчитать полученные дебиты с восстановленной эффективной газонасыщенной толщиной пласта до значений при расчете входных дебитов.
Расчет по скважине 22. Расчет для пласта Т1у1;1+2:
д р2 = р2л _ Р2аб = 2 з ,82 - 8,1 12 = 5 00,67М П а2 ;
7TkkJCT
= ^Т„л РСТ +5 = 0,2 1 д Д;
<2г = Кпр0Д * Д Р2 = 0,2 1 * 5 00,67 = 1 05,0бтыс.м 3 /сут .
Расчет для пласта Т^3:
7TkkJCT
КПР0Д = ^ГТ„Л Рст Ю+5 =0 , 0 7 Д Д;
<2г = Кпр0Д * Д Р2 = 0,07 * 5 00,67 = 3 5,02тыкс. м 3 /сут .
Общий расчетный ожидаемый дебит по скважине равен 140 тыс. м3/сут. Прирост составит 110,5 тыс. м3/сут.
Общий расчетный ожидаемый дебит по скважине 17 равен 58,37 тыс. м3/сут. Прирост составит 34,8 тыс. м3/сут.
Расчетный ожидаемый дебит будет выше минимально необходимого для выноса твердых и жидких частиц [3], однако по скважине 17 ожидаемый дебит ненамного выше минимального. Превышение составит всего 8,7 . Поэтому считаю
целесообразным провести доперфорацию вышележащих пластов Т1Л1+2.
Рассчитаем ожидаемый дебит скважины после подключения в работу пласта Т1у/+2. Расчет дебита для пласта Т1у/+2:
^.»ТЛ^'0010 3Д .ед;
<2г = КПР0Д * Д Р2 = 0,01 03 * 612,1 6 = 62,82тыыс.м 3 /сут .
Тогда общий дебит по скважине 17 составит 121,2 тыс. м3/сут, что в 2,5раза больше минимального необходимого 49,6 тыс. м3/сут.
Расчет ожидаемых скоростей газа на башмаке НКТ [4].
Расчет по скважине 22:
уу _ 0г4Тза6 Ратг _ 14 О О О О *4 * (92 + 2 7 3 . 15 ) * 1 О 1 3 25* О .9 1 _ ^ ^ , Г та1|нТстРза61 3.14*(0.062*0.062)*293.15*8111193*86400 ' ' '
Расчет по скважине 17:
... (2г4Тза6Ратг 121200*4*(95+ 273.15)* 101325*0.93 . __ . \УТ = —=- = ----- = О , / О М / С.
П(1^„ТстРза61 3.14*(0.062*0.062)*293.15*7991153*86400 '
Исходя из расчета видно, что ожидаемые дебиты и скорости газа на башмаке НКТ в разы больше минимальных. Прирост по дебитам составляет 110,5 тыс. м3/сут для скважины 22 и 97,6 тыс. м3/сут для скважины 17.
Список литературы
1. Жмаева О.В. Анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи углеводородов на Совхозном месторождении. Вестник науки и образования, 2018. 7 (43). 22-25.
2. Жмаева О.В. Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на Совхозном месторождении. Наука и образование сегодня, 2018. 12 (35). 27-29.
3. Жмаева О.В. Расчет технологических режимов работы скважин Совхозного газового месторождения. Наука и образование сегодня, 2019. 6 (41). 33-36.
4. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. 296 с.
5. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. «Сборник задач по технологии и технике нефте- и газодобычи». Москва. «Недра», 1984.
6. Мулявин С.Ф. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений: метод. пособие/ С.Ф. Мулявин; ТИУ. Тюмень, 2018. 36 с.
7. Технологическая схема разработки Совхозного газового месторождения №35В/16 от 10 июня 2017 г. // Отв. исп. В.А. Сергиенко. Волгоград: ЗАО «ВолгоградНИПИнефть», 2016. 201 с.
8. Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / А.А. Точигин, Г.Э. Одишария. М.: Газпром ВНИИГАЗ; Ивановский государственный энергетический университет, 1998. 400 с. 4.
