CC BY
13
Ключевые слова:
Южно-Русское месторождение, туронская залежь, гидратообразование, термодинамика, призабойная зона, безгидратные депрессии на пласт.
УДК 622.279
Распределение пластовой температуры по площади туронской залежи Южно-Русского месторождения
Д.Ю. Рябов1, В.А. Истомин23, Д.В. Сергеева23*
1 ОАО «Севернефтегазпром», Российская Федерация, 629300, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой, а/я 1130
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
3 Сколковский институт науки и технологий (Сколтех), Российская Федерация, 121205, г. Москва, Можайский г.м.о., территория Инновационного центра «Сколково», Большой б-р, д. 30, стр. 1
* E-mail: D_Sergeeva@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Проанализированы результаты газодинамических, промыслово-геофизических исследований скважин и замеров забойных температур и давлений. С использованием этих данных термодинамическими расчетами проведено уточнение распределения температуры по всей площади туронского пласта Южно-Русского месторождения. Полученные распределения пластовой температуры показывают, что в поровом пространстве коллектора туронской залежи газовые гидраты отсутствуют. Однако при достаточных высоких депрессиях на пласт возможно образование гидратов в призабойной зоне.
Предложена расчетная методика определения максимально возможных «безгидратных» депрессий на пласт для туронских скважин, исключающих риски образования газовых гидратов в призабойной зоне. Полученные результаты могут использоваться при установлении оптимальных технологических режимов работы туронских скважин.
В настоящее время надсеноманские продуктивные горизонты в Западной Сибири, расположенные в разрезе выше сеномана, являются объектом детального изучения с целью их последующего освоения в рамках стратегии восполнения ресурсной базы и укрепления энергетической безопасности страны. В ОАО «Севернефтегазпром» в 2011 г. впервые начата опытно-промышленная разработка туронской залежи ЮжноРусского нефтегазоконденсатного месторождения [1]. Отработка инновационных технологий добычи газа туронской залежи представляет существенный научный и технологический интерес, поскольку запасы газа в этой залежи относятся к категории трудноизвлекаемых, что непосредственно указано в п. 12 статьи 342.4 Налогового кодекса РФ1.
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Красносель-купском районе Ямало-Ненецкого автономного округа и по запасам природного газа является гигантским. Запасы газа приурочены к двум залежам: сеноманской - пласт ПК с запасами свободного газа 645,69 млрд м3, введенный в активную разработку с 2007 г.; туронской - пласт Т1-2 с запасами свободного газа 358,21 млрд м3, разрабатываемый с 2011 г. [2].
Туронская залежь Южно-Русского месторождения находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород и располагается ниже подошвы мерзлоты на глубинах 720.. .920 м. Отметим, что вся территория Южно-Русского месторождения относится к центральной части Тазовской геокриологической зоны, для которой характерно двуслойное строение толщи многолетнемерзлотных пород, включающее межмерзлотный талик и реликтовую мерзлоту. Подошва мерзлоты доходит на водоразделах до глубин 300.400 м.
Туронская залежь относится к сводовому типу; подстилается по краям свода пластовой водой минерализацией до 20 г/л. Газоводяной контакт установлен на глубинах 845.850 м. Пласт Т1-2 стратиграфически приурочен к отложениям газсалин-ской пачки, которая входит в состав кузнецовской свиты. Литологически породы
1 http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28165/17ab5ff9db5d69bbb14e114ac0c4e4fc3e99fb01
пласта представлены более чем на 70 % алев-ролитовой фракцией, более 20 % составляют глины и 3 % сцементированный песчаник. Коллектор терригенного типа, средняя пористость достаточно высокая и составляет 0,29. Алевролиты светло-серые до темно-серых раз-нозернистые неравномерно песчаные слабо сцементированные. Слоистость горизонтальная пологоволнистая, линзовидно-волнистая за счет намывов и прослоев темно-серого глинистого материала. Глины темно-серые с горизонтальной и пологоволнистой слоистостью, обусловленной намывами светло-серого алевритового материала. Песчаники светло-серые, серые мелкозернистые алевритовые с мелкими линзовидными намывами темно-серого глинистого материала и горизонтально-волнистой слоистостью. Остаточная водонасыщенность по пласту Т1-2 в среднем составляет 40 %, а газонасыщенность - 60 %. Предполагается, что минерализация остаточной воды в коллекторе близка к минерализации пластовой воды. Достаточно высокая водонасыщенность коллектора обусловлена наличием в породах глинистой компоненты.
Особенности геологического строения, а именно: сильная литологическая неоднородность, низкая проницаемость коллектора (в среднем 10-3 мкм2), аномально высокие
начальные пластовые давления до 9,5.. .10 МПа и низкие пластовые температуры, потребовали внедрения инновационных технологий добычи газа. Процесс подбора оптимальных технологий добычи газа занял 8 лет, и в 2019 г. началось активное разбуривание туронской залежи. Принято решение строительства 135 скважин двух типов: восходящего профиля (англ. и^аре) и горизонтального профиля с последующим проведением 4-стадийного гидроразрыва пласта на углеводородной основе [3-5]. Основной фонд эксплуатационных скважин (90 %) относится к скважинам восходящего профиля (рис. 1).
В настоящее время пробурены более 100 эксплуатационных скважин на турон. Большинство из них находятся в эксплуатации, часть фонда - в стадии освоения и обустройства. Отметим, что ввод туронских скважин проходит с некоторым опережением проектных решений, что позволило увеличить долю ту-ронского газа в общей добыче месторождения на 13 % по сравнению с показателями действующей технологической схемы разработки месторождения [6].
Средний дебит эксплуатационной скважины, согласно действующей технологической схеме разработки, принят равным 252 тыс. м3/сут. Фактический средний дебит
Рис. 1. Конструкция типовой скважины восходящего профиля для разработки туронской залежи: 1 - направление диаметром 324 мм; 2 - кондуктор диаметром 245 мм; 3 - эксплуатационная колонна диаметром 168 мм; 4 - фильтр скважинный диаметром 168 мм; 5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 89 мм; Т и Т2 - пропластки пласта Т1-2, разделенные слоем глин; голубыми стрелками показано движение пластового газа, красной - пространственное положение точки замера
туронских скважин выше и в настоящее время составляет 384 тыс. м3/сут. При этом следует иметь в виду, что высокие дебиты скважин достигнуты при повышенных депрессиях на пласт - в среднем 3 МПа. При этом температуры газа на устьях скважин оказались ниже 0 °С и составляют в среднем минус 2 °С. Текущие технологические режимы скважин свидетельствуют о необычном характере теплообмена газовой скважины с вмещающим массивом. Обычно (как это имеет место для сеноманских скважин) теплообмен с горными породами при движении по лифтовой трубе способствует охлаждению газа, тогда как для туронских скважин теплообмен с горными породами способствует некоторому нагреву газа. В этой связи теоретический интерес представляет детальный анализ термобарических режимов работы туронских скважин, что требует отдельного рассмотрения.
Кроме того, следует отметить, что турон-ские скважины эксплуатируются совместно с сеноманскими в единой газосборной сети. С учетом близких составов пластового газа сеномана и турона такое техническое решение позволило существенно оптимизировать капитальные затраты на обустройство ту-ронского добывающего комплекса. Давление в газосборных коллекторах в настоящее время составляет 2,4 МПа. Поэтому для предотвращения задавливания сеноманских скважин туронскими газ туронских скважин дросселируется на устье с использованием регулирующих устройств (входящих в состав обвязки каждой скважины). Для предупреждения гидратообразования в НКТ по затрубному пространству в скважины подается метанол, который, доходя до башмака НКТ, выносится потоком газа. При этом восходящая часть фильтра туронских скважин не обрабатывается в постоянном режиме ингибитором гидратообразования.
Ввиду высоких начальных пластовых давлений и низких пластовых температур необходимо особое внимание уделять газодинамическим исследованиям и планированию режимов работы туронских скважин [7]. Однако при выборе режимов в должной мере не были учтены возможности гидратообразования в при-забойной зоне скважин и внутренней полости скважинных фильтров. В некоторых случаях имело место самопроизвольное уменьшение продуктивности скважин, вероятно, из-за
постепенного отложения гидратов в призабой-ной зоне пласта (ПЗП).
Для гарантированного обеспечения безгид-ратных режимов работы ПЗП туронских скважин необходимо иметь достоверную информацию о термобарических пластовых условиях в зонах расположения забоя скважин. При этом пластовое давление может быть определено по результатам газодинамических исследований, тогда как для определения пластовой температуры в окрестности работающей скважины необходимо провести дополнительные термодинамические расчеты.
Для оценки распределения пластовой температуры туронской залежи проведены сбор и анализ рабочих параметров всех эксплуатационных скважин туронского комплекса. Также проанализированы результаты промыслово-геофизических исследований скважин и газодинамических исследований, в том числе динамика полученных по их результатам параметров для скважин, введенных в эксплуатацию со времени опытно-промышленной разработки. Исходя из результатов исследований профилей притока скважин методом механической расходометрии установлено, что вклад про-пластка Т составляет в среднем 70 % от общей добычи скважин. В этом же интервале зафиксированы самые низкие температуры газа при термометрических исследованиях. Таким образом, рассматриваемый интервал является наиболее продуктивным, поэтому необходимо обеспечить его работоспособность длительное время, а при необходимости - восстановить продуктивность с использованием физико-химических методов воздействия на ПЗП.
С целью получения пластовой температуры в окрестности самого продуктивного интервала проведены термодинамические исследования. В качестве исходных термобарических параметров использованы значения забойного давления и температуры в середине пропласт-ка Т1 нисходящего интервала для каждой скважины. Данные о температурах в рассматриваемой точке (см. красную стрелку на рис. 1) получены в том числе и благодаря установленной на ряде скважин оптоволоконной системе (обеспечивающей непрерывный мониторинг температурного профиля по всей длине кабеля, привязанного к внешней стенке НКТ).
Средний состав, % об., туронско-го газа определен по результатам анализа проб в химико-аналитической лаборатории
непосредственно на Южно-Русском месторождении: СН4 - 97,93; С2Н6 - 0,58; С3Н8 -0,15; Ю4Н10 - 0,004; пС4Н10 - 0,007; С5+в - 0,068; С02 - 0,32; N - 1,07; Не - 0,008; Аг - 0,005; Н2 - 0,003. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,566. Сообразно этому составу газа построена кривая гидратооб-разования (рис. 2, см. равновесную кривую). Также на рис. 2 отображены термобарические условия каждой туронской скважины в середине пропластка Т1.
Точки, отражающие термобарические условия на забоях тех скважин, которые были введены в эксплуатацию раньше остальных, лежат на графике гораздо левее по отношению к равновесной кривой гидратообразования, чем точки, соответствующие новым скважинам. Это объясняется режимами работы скважин: старые скважины работают при более высоких депрессиях на пласт. Значительное отклонение точек влево от равновесной кривой говорит о том, что, помимо забоя скважин, условия гидратообразования выполняются также в ПЗП на разном расстоянии от стенок фильтра для каждой скважины.
В ПЗП движение газа к забою скважин при длительной эксплуатации скважины может рассматриваться как дросселирование газа или, иначе говоря, его изоэнтальпийное расширение (т.е. течение газа с постоянной энтальпией). Таким образом, фильтрация газа в ПЗП является неизотермической, а при длительной
Й 9
а 8
о
с*?с /с Р tO t*
О Роде ° с с п 5 В
ЯСО t ? с су о
Чэ О Г)
О забойные условия ■ — равновеснаякривая
0 2 4 6 8 10 12 14
Температура, °С
Рис. 2. Термобарические условия туронских эксплуатационных скважин на интервале середины пропластка Т
эксплуатации скважины (после установления стационарного температурного режима ПЗП) этот процесс может рассматриваться как изоэн-тальпийный (подробнее см. [8]).
По указанным причинам для дальнейшего анализа использовались термобарические параметры скважин, которые работали при постоянном дебите более трех месяцев (чтобы практически гарантировать прекращение в ПЗП теплообмена между флюидом и породой, а также установление квазистационарного режима депрессии на пласт). Таким образом по термобарическим условиям туронских скважин на интервалах середины пропластка Т и составу газа в предположении изоэнтальпий-ного течения газа в пласте определены температуры пласта в середине пропластка Т^ Тогда как пластовые давления получены по результатам интерпретации газодинамических исследований туронских скважин Южно-Русского месторождения методами индикаторной диаграммы и кривой восстановления давления. Значения пластовых давлений (P) рассчитаны фактически по методу Хорнера (извлечением квадратного корня из значения, полученного при экстраполяции кривой восстановления давления (КВД) до оси ординат в координатной системе «давление - время» P2(t) / ln((tj + t2)/t2)). Термодинамические характеристики изоэн-тальпийного течения газа в ПЗП рассчитывались с использованием уравнения состояния GERG 2008.
На рис. 3 представлены результаты термодинамического расчета термобарических условий пропластка Т1. Согласно проведенным оценкам, пластовая температура на вскрытых участках пропластка Т1 варьируется в диапазоне от 14,1 до 18,6 °С, в среднем она составляет 16,3 °С. Заметим, что впервые пластовая температура туронской залежи была оценена [9] в окрестности первой опытно-промышленной скважины и составила 17,5 °С.
C использованием программного комплекса Golden Software Surfer и данных о пространственном расположении забоев всех (действующих и перспективных) эксплуатационных скважин туронского горизонта построена температурная карта туронской залежи (рис. 4). Туронские скважины, которые должны быть введены согласно действующей технологической схеме разработки позднее, будут размещены в зонах пласта с температурами 17,5...19 °С. На рис. 5 показан разрез
3
<3 10
о 9 и
-
в / ш / ж * Лу ' >
/ у ' /(] О
о-'
ЙР ^ ^ / ^ ^
'Ф&'А'
V У
О забойные условия . О пластовые условия — равновеснаякривая . - изоэнтальпа
10
15 20
Температура, °С
Рис. 3. Термобарические параметры туронских эксплуатационных скважин на рассматриваемых интервалах и пропластке Т
Скважина: о действующая о перспективная
Рис. 4. Распределение пластовой температуры по площади туронской залежи (пропласток Т^
с температурным профилем по центральной части залежи. Видно (см. рис. 5), что турон-ский пласт не содержит участков, где пласто-вый газ мог бы на момент начала разработки залежи находиться в гидратном состоянии. Однако начальные пластовые условия довольно близки к условиям гидратообразования, что не исключает рисков отложения газогидратов в порах ПЗП при эксплуатации скважин на высоких депрессиях.
Если известно распределение термобарических условий по пласту, появляется возможность определения депрессий на пласт, обеспечивающих безгидратный режим в зонах, не защищаемых ингибитором (ПЗП, стенки скважинного фильтра). Далее рассмотрим два метода определения безгидратной депрессии на примере эксплуатационной скважины, которая работает в квазистационарном термобарическом режиме (в данном случае с постоянной энтальпией 784,8 кДж/кг, определенной по заданным пластовой температуре и давлению).
1. Графический метод. Необходимо построить линию изоэнтальпы (давление - по оси ординат, температура - по оси абсцисс) и кривую гидратообразования в этих же координатах (рис. 6). Отметив на графике точкой пластовые термобарические условия, рассчитанные для рассматриваемой скважины, необходимо переместить заданную точку до равновесной кривой вдоль кривой ее постоянной энтальпии. Перемещая таким образом точку вдоль изоэн-тальпы, можно определить депрессии на пласт, обеспечивающие безгидратный режим эксплуатации скважины (для ПЗП и скважинного фильтра).
2. Аналитический метод. Максимальную безгидратную депрессию на пласт находят посредством решения системы уравнений, описывающих линию постоянной энтальпии для каждой скважины и равновесную кривую гидрато-образования. Для рассматриваемой скважины найдем аналитические соотношения, описывающие условия гидратообразования и линию постоянной энтальпии (изоэнтальпу) в пределах выделенного на рис. 6 участка координатной плоскости.
Линия постоянной энтальпии с достаточной точностью описана квадратичной зависимостью давления от температуры, а интересующий нас участок равновесной кривой гид-ратообразования описан экспоненциальным
0
5
уравнением зависимости давления от температуры. В обоих случаях коэффициент детерминации Я2, описывающий интересующие участки кривых, равен 0,99. Таким образом, получаем систему двух уравнений:
Г Р = 0,0022Т2 + 0Д923Т + 4,495; {Р = 2,5814е0Д01Т.
Решая данную систему уравнений, получаем Т = 8,99 °С, Р = 6,40 МПа. Максимальную безгидратную депрессию на пласт ДР находим как разность пластового давления для данной скважины и давления, рассчитанного из указанной системы уравнений. Получаем ДР = 1,43 МПа.
Таким же методом были определены без-гидратные депрессии для других исследованных авторами туронских скважин. Найденные значения безгидратных депрессий варьируются от 0,68 до 2,2 МПа и в среднем для туронского фонда скважин составляют 1,5 МПа. Для скважин, расположенных в более «теплых» зонах залежи, максимальные безгидратные депрессии на пласт достигают 2,5 МПа.
На рис. 7 сопоставлены фактические на пласт и максимальные безгидратные депрессии по исследуемому фонду скважин. По результатам расчетов можно заключить, что фактические депрессии, при которых в настоящее время эксплуатируются туронские скважины,
Рис. 5. Температурный профиль разреза туронской залежи (с севера на юг)
§ 10
и 9
(и
I 8
7 6 5 4 3 2
У1 ЧВ&г', А ' ' Ч2пК • *
• ¿у '''^
г' о:
;
. >
- ' " гг' >
О забойные условия . О пластовые условия ' — равновеснаякривая . - изоэнтальпа
.¿3 •8,5
10
15 20
Температура, °С
8,0
-
=3
7,5
7,0
6,5
6,0'
А
ДР
/ /
ь—
9 10 11 12 13 14 15 16
Температура, °С
Рис. 6. Графический метод определения безгидратной депрессии на примере скважины MCDIV
превышают максимальные безгидратные депрессии в среднем в 1,9 раза. Причем безгид-ратные условия в ПЗП реализуются только на нескольких скважинах из всего фонда.
На рис. 7 видно, что для ряда скважин фактические депрессии на пласт превышают безгидратные депрессии для скважин более чем в 2 раза. Это в основном характерно для скважин, введенных в эксплуатацию в 2019 г. На рис. 8 показано распределение максимальных безгидратных депрессий на пласт и термобарических параметров пласта
по эксплуатационным скважинам. Видно, что значения безгидратной депрессии хорошо коррелируют со значениями пластовой температуры и чувствительны к ее вариациям.
Выводы и практические рекомендации
По результатам выполненного исследования можно сделать следующие выводы и дать практические рекомендации:
1) проанализированы промысловые данные обо всем эксплуатационном фонде туронских скважин, включая термобарические режимы
^ 5
Депрессия:
■ фактическая
■ безгидратная
ггтгг
пп ■ т!1 т
П1 II
2 Н
1 н
¡¡¡¡III1 1111
ИШШШШ1 1
ПШ1ПП
■т
..,.,-1..
0 *
Распределение по фонду скважин
Рис. 7. Сравнение фактических депрессий на пласт эксплуатационных туронских скважин
с безгидратными депрессиями
4
3
О 20 -|
о
<Й
а
£
& 16 н
н
12 -
8 -
4 -
Д 2,5
и
! 2,0
н
Д
1,5
1,0
0,5
0 -1 0
безгпдратные депрессии по фонду скважин
■ пластовая температура
■ пластовое давление
Скважины с севера на юг
Рис. 8. Распределение термобарических параметров пласта и безгидратных депрессий
по исследуемому фонду скважин
и результаты газодинамических, промыслово-геофизических исследований за весь период эксплуатации. Термодинамическим моделированием впервые определена пластовая температура по площади туронской залежи. При этом основное внимание уделено оценке пластовых температур наиболее продуктивных интервалов скважин, приуроченных к пропласт-ку Т пласта Т1-2. Построена карта распределения температуры по площади туронско-го горизонта Южно-Русского месторождения. Подтверждено отсутствие в туронском горизонте Южно-Русского месторождения гидратов в поровом пространстве коллектора;
2) ряд эксплуатационных скважин турон-ского горизонта работают при депрессиях на пласт, которые превышают максимальные безгидратные депрессии. Это свидетельствует о наличии рисков постепенного отложения газовых гидратов в ПЗП, что может привести к снижению продуктивности добывающих скважин. Отметим, что в процессе эксплуатации туронских скважин обнаружено явление самозадавливания ПЗП (имело место снижение продуктивности скважин в ходе эксплуатации из-за ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП). Одна из возможных причин - отложение газовых гидратов в ПЗП;
3) предложены термодинамические расчетные методы, позволяющие рассчитать
безгидратные депрессии для длительно работающих скважин. При наличии технологических возможностей целесообразно обеспечивать безгидратный режим ПЗП с целью эксплуатации скважин без потери продуктивности;
4) при необходимости эксплуатировать туронские скважины на повышенных деби-тах и, следовательно, при высоких депрессиях на пласт целесообразно предусмотреть специальные технологические мероприятия: периодические тепловые и ингибиторные обработки ПЗП таких скважин. В частности, можно использовать закачку горячего солевого раствора (хлорида кальция и др.), стабильного конденсата с продавкой реагентов в ПЗП. Важно отметить, что подобные мероприятия целесообразно проводить только до тех пор, пока пластовое давление превышает 5,5 МПа. При более низких пластовых давлениях риски образования гидратов в ПЗП практически элиминируются. Однако при этом остаются риски взаимодействия выпадающей из газа конденсационной воды с глинистой компонентой пласта, т.е. набухания глинистой компоненты и за счет этого уменьшения проницаемости коллектора. Следует подчеркнуть, что этот вопрос технологически еще не проработан и является предметом дальнейших лабораторных и промысловых исследований.
Список литературы
1. Цыганков С.Е. Стать пионером в освоении турона - большая честь и особый
статус / С.Е. Цыганков // Национальная стратегия - 2020. - 2012. - № 3-4. - С. 30-33.
2. Дорофеев А. ОАО «Севернефтегазпром» -пилотный проект по освоению туронских залежей / А. Дорофеев, А. Ларин // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - № 13-14. -С. 88-89.
3. Цыганков С.Е. Инновационные технологии при освоении трудноизвлекаемых запасов газа Южно-Русского месторождения
ОАО «Севернефтегазпром» / С.Е. Цыганков, А.А. Дорофеев, В.В. Воробьев // Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи: материалы XXI Международного конгресса. -2013. - С. 59-63.
4. Дмитрук В.В. Обзор технологических решений по разработке низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса / В.В. Дмитрук,
B.В. Воробьев, Е.П. Миронов и др. // Газовая промышленность. - 2017. - № 2. - С. 56-64.
5. Попов А. Российские компании готовы к добыче туронского газа / А. Попов // Нефтегазовая вертикаль. - 2018. - № 2. -
C. 59-66.
6. Рябов Д.Ю. Опережая время. Ударные темпы ввода туронских скважин высокой продуктивности позволили удержать необходимый уровень добычи газа на ЮжноРусском месторождении / Д.Ю. Рябов,
А.В. Плотников, А.С. Журилин // Газовая промышленность. - 2021. - № 9. - С. 70-71.
7. Дубницкий И.Р. Исследование условий образования гидратов на образцах керна низкопроницаемых коллекторов с высокой остаточной водонасыщенностью при воздействии на породы растворами глушения, освоения и интенсификации / И.Р. Дубницкий, А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов и др. // Газовая промышленность. - 2020. - № 1. - С. 50-56.
8. Истомин В.А. Термодинамика призабойной зоны пласта с учетом минерализации остаточной воды в коллекторе и возможности гидратообразования / В.А. Истомин,
Д.М. Федулов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 4 (15):
Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - С. 6-14.
9. Истомин В.А. Гидратообразование в призабойной зоне пласта при освоении туронских залежей Западной Сибири / В.А. Истомин, П.А. Моисейкин, В.Н. Абрашов и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -№ 5 (16): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 года. - С. 99-104.
Distribution of reservoir temperature in area of Turonian deposit at Yuzhno-Russkoye field
D.Yu. Ryabov1, V.A. Istomin2,3, D.V. Sergeyeva2,3*
1 Severneftegazprom OJSC, P.O. Box 1130, Noviy Urengoy, Yamal-Nenets Autonomous District, 629300, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
3 Skolkovo Institute of Science and Technology, Block 1, Bld. 30, Bolshoy Boulevard, Moscow, 121205, Russian Federation
* E-mail: D_Sergeeva@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The results of well testing, geophysical studies and field measurements of bottomhole temperatures and pressures are analyzed. Based on these data, thermodynamic calculations were provided to estimate the temperature distribution over the area of the Turonian formation of the Yuzhno-Russkoye field. The obtained reservoir temperature distributions show that there are no gas hydrates in the pore space of the Turonian reservoir. However, the formation of hydrates in the bottomhole zone is possible with sufficiently high drawdowns on the formation.
A thermodynamic technique is suggested for determining the maximum "hydrate-free" drawdowns for Turonian wells, excluding the risks of gas hydrate formation in the bottomhole zone. The results obtained can be used to establish the optimal technological regimes for the operation of Turonian wells.
Keywords: Yuzhno-Russkoye field, Turonian deposits, hydrate formation, thermodynamics, bottomhole zone, hydrate-free drawdown pressures.
References
1. TSYGANKOV, S.Ye. To become a pioneer of Turon development is a great honor and a special status [Stat pionerom v osvoyenii turona - bolshaya chest i osobyy status]. Natsionalnaya strategiya - 2020, 2012, no. 3-4, pp. 30-33. (Russ.).
2. DOROFEYEV, A., A. LARIN. Severneftegazprom OJSC as a pilot project on development of Turonian deposits [OAO "Severneftegazprom" - pilotnyy proyekt po osvoyeniyu turonskikh zalezhey]. Neftegazovaya Vertikal, 2011, no. 13-14, pp. 88-89. (Russ.).
3. TSYGANKOV, S.Ye., A.A. DOROFEYEV, V.N. VOROBYEV. Innovation technologies for recovering difficult gas reserves at the Severneftegazprom OJSC Yuzhno-Russkoye field [Innovatsionnyye tekhnologii pri osvoyenii trudnoizvlekayemykh zapasov gaza Yuzhno-Russkogo mestorozhdeniya OAO "Severneftegazprom"]. In: XXI International congress "Innovation technologies for oil-gas industrial energetics and communication", 2013, pp. 59-63. (Russ.).
4. DMITRUK, V.V., V.V. VOROBYEV, YE.P. MIRONOV, et al. Review of process solutions on the development of Turonian low-permeability gas deposits [Obzor tekhnologicheskikh resheniy po razrabotke nizkopronitsayemykh gazovykh zalezhey turonskogo yarusa]. Gazovaya Promyshlennost, 2017, no. 2, pp. 56-64. ISSN 0016-5581. (Russ).
5. POPOV, A. Russian companies are ready to recover Turonian gas [Rossiyskiye kompanii gotovy k dobtche turonskogo gaza]. Neftegazovaya Vertikal, 2018, no. 2, pp. 59-66. (Russ.).
6. RYABOV, D.Yu., A.V. PLOTNIKOV, A.S. ZHURILIN. Ahead of the time. Accelerated tempo of putting in high-productivity Turonian wells has enabled to maintain the required gas production level at the Yuzhno-Russkoye field [Operezhaya vremya. Udarnyye tempy vvoda turonskikh skvazhin vysokoy produktivnosti pozvolili uderzhat neobkhodimyy uroven dobychi gaza na Yuzhno-Russkom mestorozhdenii]. Gazovaya Promyshlennost, 2021, no. 9, pp. 70-71. ISSN 0016-5581. (Russ).
7. DUBNITSKIY, I.R., A.I. YERMOLAYEV, S.I. YEFIMOV, et al. Study of hydrate formation conditions on core samples of low-permeability reservoirs with high residual water saturation, during rocks exposure to well-killing fluids, development, and stimulation [Issledovaniye usloviy obrazovaniya gidratov na obraztsakh kerna nizkopronitsayemykh kollektorov s vysokoy ostatochnoy vodonasyshchennostyu pri vozdeystvii na porody rastvorami glusheniya, osvoyeniya i intensifikatsii]. Gazovaya Promyshlennost, 2020, no. 1, pp. 50-56. ISSN 0016-5581. (Russ).
8. ISTOMIN, V.A., D.M. FEDULOV. Near wellbore formation thermodynamics at residual water salinity in the reservoir and the possibility of hydrate formation [Termodinamika prizaboynoy zony plasta s uchetom mineralizatsii ostatochnoy vody v kollektore i vozmozhnosti gidratoobrazovaniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 4 (15): Problems of operation of gas, gas condensate and oil and gas fields, pp. 6-14. ISSN 2306-8949. (Russ.).
9. ISTOMIN, V.A., P.A. MOISEYKIN, V.N. ABRASHOV, et al. Hydrate formation in a bottomhole formation zone at development of Turonian deposits of Western Siberia [Gidratoobrazovaniye v prizaboynoy zone plasta pri osvoyenii turonskikh zalezhey Zapadnoy Sibiri]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 99-104. ISSN 2306-8949. (Russ.).
