Помощь студентам в учебе
ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
|
РЕФЕРАТ 9
ВВЕДЕНИЕ 12
1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 15
1.1 Геологические особенности газовых месторождений Западной Сибири 18
1.1.1 Сеноманская залежь 18
1.1.2 Неокомские залежи 21
1.1.3 Ачимовская залежь 23
1.2 Механизм формирования пластового давления и обводненности на поздних стадии
разработки нефтегазоконденсатных месторождений 25
1.3 Влияние осложнений, сформированных в процессе разработки
нефтегазоконденсатных месторождений на технологические процессы добычи и подготовки скважинной продукции 37
1.4 Формирование условий самозадавливающихся скважин 41
1.5 Влияние гидратообразования на изменения технологических показателей
эксплуатации скважин 44
2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ ГАЗА С УЧЕТОМ ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 47
2.1 Основные аспекты технологических режимов работы газовых скважин 47
2.2 Технология поддержания температуры выше температуры гидратообразования.53
2.3 Выбор и обоснование применения технологического режима эксплуатации газовой
скважины в различных значениях проявления обводненности 58
2.4 Выбор и обоснование технологического режима эксплуатации скважины в условиях
выноса механических примесей 63
2.5 Методика ранжирования фонда газовых скважин по параметрам технологических режимов 66
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 72
4. КОНЦЕПЦИЯ СТАРТАП-ПРОЕКТА 78
4.1 Описание продукта как результата НИР 78
4.2 Интеллектуальная собственность 79
4.3 Объем и емкость рынка 80
4.4 Анализ современного состояния и перспектив развития отрасли 80
4.5 Планируемая стоимость продукта 82
4.6 Конкурентные преимущества создаваемого продукта, сравнение техникоэкономических характеристик с отечественными и мировыми аналогами 85
4.7 Целевые сегменты потребителей создаваемого продукта 86
4.8 Бизнес-модель проекта, производственный план и план продаж 88
4.9 Стратегия продвижения продукта на рынок 88
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 92
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 92
5.2 Производственная безопасность 94
5.2.1 Анализ источников вредных производственных факторов 95
5.2.2 Анализ источников опасных производственных факторов 99
5.3 Экологическая безопасность 102
5.3.1 Защита литосферы 102
5.3.2 Защита атмосферы 103
5.3.3 Защита гидросферы 103
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 104
5.5 Выводы по разделу социальная ответственность 108
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 110
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 112
Приложения 124
Приложение 6 130
ВВЕДЕНИЕ 12
1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 15
1.1 Геологические особенности газовых месторождений Западной Сибири 18
1.1.1 Сеноманская залежь 18
1.1.2 Неокомские залежи 21
1.1.3 Ачимовская залежь 23
1.2 Механизм формирования пластового давления и обводненности на поздних стадии
разработки нефтегазоконденсатных месторождений 25
1.3 Влияние осложнений, сформированных в процессе разработки
нефтегазоконденсатных месторождений на технологические процессы добычи и подготовки скважинной продукции 37
1.4 Формирование условий самозадавливающихся скважин 41
1.5 Влияние гидратообразования на изменения технологических показателей
эксплуатации скважин 44
2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ ГАЗА С УЧЕТОМ ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 47
2.1 Основные аспекты технологических режимов работы газовых скважин 47
2.2 Технология поддержания температуры выше температуры гидратообразования.53
2.3 Выбор и обоснование применения технологического режима эксплуатации газовой
скважины в различных значениях проявления обводненности 58
2.4 Выбор и обоснование технологического режима эксплуатации скважины в условиях
выноса механических примесей 63
2.5 Методика ранжирования фонда газовых скважин по параметрам технологических режимов 66
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 72
4. КОНЦЕПЦИЯ СТАРТАП-ПРОЕКТА 78
4.1 Описание продукта как результата НИР 78
4.2 Интеллектуальная собственность 79
4.3 Объем и емкость рынка 80
4.4 Анализ современного состояния и перспектив развития отрасли 80
4.5 Планируемая стоимость продукта 82
4.6 Конкурентные преимущества создаваемого продукта, сравнение техникоэкономических характеристик с отечественными и мировыми аналогами 85
4.7 Целевые сегменты потребителей создаваемого продукта 86
4.8 Бизнес-модель проекта, производственный план и план продаж 88
4.9 Стратегия продвижения продукта на рынок 88
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 92
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 92
5.2 Производственная безопасность 94
5.2.1 Анализ источников вредных производственных факторов 95
5.2.2 Анализ источников опасных производственных факторов 99
5.3 Экологическая безопасность 102
5.3.1 Защита литосферы 102
5.3.2 Защита атмосферы 103
5.3.3 Защита гидросферы 103
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 104
5.5 Выводы по разделу социальная ответственность 108
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 110
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 112
Приложения 124
Приложение 6 130
Российская Федерация занимает первое место в мире по доказанным запасам природного газа (37,4 трлн. кубометров или 19,9% от общемировых) и второе место в мире по добыче природного газа в 2021 году (701,7 млрд. кубометров) [1]. В настоящее время большинство разрабатываемых газовых месторождений, добывающих газ сеноманской залежи в районах Крайнего Севера Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки. Переход месторождения на завершающую стадию разработки обусловлен заметным сокращением добычи газа вплоть до потери ее рентабельности. Это связано с тем, что на многих площадях разработка данной залежи впервые началась около 50 лет назад и за это время была добыта основная часть извлекаемых запасов газа [2]. Однако до тех пор, пока не будет достигнут проектный КИГ, а также при условии рентабельности добычи, разработка данных месторождений будет продолжена. В связи с этим поиск и обоснование современных технологических решений, а также внедрение технических приспособлений и устройств, автоматизация процессов газовых промыслов ведет к повышению эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки и является актуальной задачей для многих недропользователей.
Современные условия добычи газа на нефтегазоконденсатных месторождениях на поздней стадии разработки сопряжены с рядом осложнений, приводящих к нерентабельности добычи [3,4,5]. Так за время добычи газа происходит снижение пластового давления. Оно связано со снижением пластовой энергии, благодаря которой, при наличии депрессии на пласт, происходит движение газа к забоям добывающих скважин. При различных режимах работы газовых залежей снижение пластовой энергии происходит по-разному. Помимо этого, добыча газа нефтегазоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки отмечается повышением обводненности скважин. Основными причинами поступления воды в призабойную зону пласта (ПЗП) и ствол скважины являются: заколонные межпластовые перетоки (вследствие некачественного цементирования скважин), неравномерное продвижение газоводяного контакта (ГВК) и образование конуса обводненности. Сеноманская газовая залежь является водоплавающей, то есть подстилается подошвенной водой по всей площади газоносности, поэтому при снижении пластового давления происходит поднятие ГВК и внедрение пластовых вод в залежь. Кроме того, в процессе движения газо-водной смеси в породе коллекторе со временем происходит увеличение нормальных и касательных напряжений. Это приводит к разрушению призабойной зоны пласта, что способствует выносу большого количества механических примесей, и образованию на забоях скважин песчаных и эмульсионных пробок. Еще одним осложнением при добыче газа нефтегазоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки является образование столба жидкости на забое скважин. Существующего пластового давления на поздних стадиях разработки зачастую может не хватать для обеспечения необходимой скорости газа, позволяющей выносить пластовую воду, аккумулирующуюся на забое на дневную поверхность. Поэтому со временем она накапливается на забое скважин, что приводит к самозадавливанию и остановке скважин. С ростом обводненности при снижении температуры газа учащаются случаи гидратообразования в ПЗП, скважине и системе сбора и подготовки газа. Как уже было отмечено ранее, многие уникальные нефтегазоконденсатные месторождения, в частности разрабатывающие залежи сеноманского яруса, начали вводиться в разработку во второй половине прошлого столетия. Учитывая это, стоит отметить наличие определенного уровня физического и морального износа промыслового оборудования, что безусловно оказывает негативное влияние на эффективность добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки. Все это в совокупности сказывается на снижении дебитов, устьевых давлений, температур газа и приводит к остановке на ремонт или даже консервации скважин. Уменьшение действующего фонда скважин влияет на снижение площади дренирования, что, в свою очередь, снижает конечный коэффициента газоотдачи.
Для поддержания необходимого уровня добычи газа месторождений на завершающей стадии разработки необходим комплекс техникотехнологических решений, учитывающий условия разработки месторождения и осложнения, возникающие в процессе добычи газа, подбор технологий, релевантных для данных условий.
Актуальность данной работы: обоснование применения современных технических средств и технологических решений для повышения эффективности добычи и подготовки газа на завершающем этапе разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири.
Целью работы является: повышение эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири.
Задачи, поставленные к выполнению:
1. Выполнить анализ современных условий эксплуатации и разработки газовых месторождений;
2. Выбрать и обосновать применение технологических решений в производственных процессах добычи газа с учетом промысловых условий нефтегазоконденсатных месторождений;
3. Сформировать рекомендации по повышению эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири;
4. Разработать концепцию стартап-проекта.
Современные условия добычи газа на нефтегазоконденсатных месторождениях на поздней стадии разработки сопряжены с рядом осложнений, приводящих к нерентабельности добычи [3,4,5]. Так за время добычи газа происходит снижение пластового давления. Оно связано со снижением пластовой энергии, благодаря которой, при наличии депрессии на пласт, происходит движение газа к забоям добывающих скважин. При различных режимах работы газовых залежей снижение пластовой энергии происходит по-разному. Помимо этого, добыча газа нефтегазоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки отмечается повышением обводненности скважин. Основными причинами поступления воды в призабойную зону пласта (ПЗП) и ствол скважины являются: заколонные межпластовые перетоки (вследствие некачественного цементирования скважин), неравномерное продвижение газоводяного контакта (ГВК) и образование конуса обводненности. Сеноманская газовая залежь является водоплавающей, то есть подстилается подошвенной водой по всей площади газоносности, поэтому при снижении пластового давления происходит поднятие ГВК и внедрение пластовых вод в залежь. Кроме того, в процессе движения газо-водной смеси в породе коллекторе со временем происходит увеличение нормальных и касательных напряжений. Это приводит к разрушению призабойной зоны пласта, что способствует выносу большого количества механических примесей, и образованию на забоях скважин песчаных и эмульсионных пробок. Еще одним осложнением при добыче газа нефтегазоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки является образование столба жидкости на забое скважин. Существующего пластового давления на поздних стадиях разработки зачастую может не хватать для обеспечения необходимой скорости газа, позволяющей выносить пластовую воду, аккумулирующуюся на забое на дневную поверхность. Поэтому со временем она накапливается на забое скважин, что приводит к самозадавливанию и остановке скважин. С ростом обводненности при снижении температуры газа учащаются случаи гидратообразования в ПЗП, скважине и системе сбора и подготовки газа. Как уже было отмечено ранее, многие уникальные нефтегазоконденсатные месторождения, в частности разрабатывающие залежи сеноманского яруса, начали вводиться в разработку во второй половине прошлого столетия. Учитывая это, стоит отметить наличие определенного уровня физического и морального износа промыслового оборудования, что безусловно оказывает негативное влияние на эффективность добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки. Все это в совокупности сказывается на снижении дебитов, устьевых давлений, температур газа и приводит к остановке на ремонт или даже консервации скважин. Уменьшение действующего фонда скважин влияет на снижение площади дренирования, что, в свою очередь, снижает конечный коэффициента газоотдачи.
Для поддержания необходимого уровня добычи газа месторождений на завершающей стадии разработки необходим комплекс техникотехнологических решений, учитывающий условия разработки месторождения и осложнения, возникающие в процессе добычи газа, подбор технологий, релевантных для данных условий.
Актуальность данной работы: обоснование применения современных технических средств и технологических решений для повышения эффективности добычи и подготовки газа на завершающем этапе разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири.
Целью работы является: повышение эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири.
Задачи, поставленные к выполнению:
1. Выполнить анализ современных условий эксплуатации и разработки газовых месторождений;
2. Выбрать и обосновать применение технологических решений в производственных процессах добычи газа с учетом промысловых условий нефтегазоконденсатных месторождений;
3. Сформировать рекомендации по повышению эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири;
4. Разработать концепцию стартап-проекта.
В ходе выполнения квалификационной работы дано обоснование применения современных технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки газа на поздних стадиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Анализ современных условий эксплуатации и разработки нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера Западной Сибири, вышедших на поздние стадии разработки, позволил выявить условия существования сеноманской залежи на поздних стадиях, а также осложнения, возникающие при этих условиях. К условиям относятся: низкое пластовое давление, микронеоднородность по простиранию и по разрезу, неравномерный подъем ГВК, выпадение конденсационной воды в скважине, упруговодонапорный режим работы залежи, хорошие ФЕС (1, 2 класс по Ханину). К осложнениям относят разрушение ПЗП, самозадавливание скважин, гидратообразование.
Для обеспечения эффективной добычи газа с учетом вышеописанных условий и осложнений были проведены выбор и обоснование применения технологических решений в производственных процессах добычи газа . Обоснованы варианты подбора параметров технологических режимов работы скважин, работающих в осложненных условиях. Для этого проанализирована динамика изменения параметров безгидратного технологического режима, исследованы методы прогнозирования обводнения газовых скважин,
применяемые для подбора и корректировки режима работы обводняющихся скважин, рассмотрен гранулометрический состав пород, наиболее
подверженных разрушению и даны рекомендации для параметров
технологического режима в условиях разрушения ПЗП. Был проведен анализ технологических режимов работы сеноманских газовых скважин
Уренгойского НГКМ. Для этого представлена методика ранжирования фонда газовых скважин по параметрам технологических режимов. Также рассмотрены технологические показатели скважин Ен-Яхинской площади с ранжированием по диапазонам дебитов.
Для повышения эффективности добычи газа на поздних стадиях разработки разработаны рекомендации по составлению технологических режимов в условиях действующих осложнений при добыче газа с учетом набора ограничений для каждого осложнения. Для подбора технологического режима работы самозадавливающихся скважин представлен алгоритм, основанный на расчете минимально необходимого дебита по методике А.А. Точигина.
Анализ современных условий эксплуатации и разработки нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера Западной Сибири, вышедших на поздние стадии разработки, позволил выявить условия существования сеноманской залежи на поздних стадиях, а также осложнения, возникающие при этих условиях. К условиям относятся: низкое пластовое давление, микронеоднородность по простиранию и по разрезу, неравномерный подъем ГВК, выпадение конденсационной воды в скважине, упруговодонапорный режим работы залежи, хорошие ФЕС (1, 2 класс по Ханину). К осложнениям относят разрушение ПЗП, самозадавливание скважин, гидратообразование.
Для обеспечения эффективной добычи газа с учетом вышеописанных условий и осложнений были проведены выбор и обоснование применения технологических решений в производственных процессах добычи газа . Обоснованы варианты подбора параметров технологических режимов работы скважин, работающих в осложненных условиях. Для этого проанализирована динамика изменения параметров безгидратного технологического режима, исследованы методы прогнозирования обводнения газовых скважин,
применяемые для подбора и корректировки режима работы обводняющихся скважин, рассмотрен гранулометрический состав пород, наиболее
подверженных разрушению и даны рекомендации для параметров
технологического режима в условиях разрушения ПЗП. Был проведен анализ технологических режимов работы сеноманских газовых скважин
Уренгойского НГКМ. Для этого представлена методика ранжирования фонда газовых скважин по параметрам технологических режимов. Также рассмотрены технологические показатели скважин Ен-Яхинской площади с ранжированием по диапазонам дебитов.
Для повышения эффективности добычи газа на поздних стадиях разработки разработаны рекомендации по составлению технологических режимов в условиях действующих осложнений при добыче газа с учетом набора ограничений для каждого осложнения. Для подбора технологического режима работы самозадавливающихся скважин представлен алгоритм, основанный на расчете минимально необходимого дебита по методике А.А. Точигина.
