📄Работа №202218
Тема: ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Тип работы
Бакалаврская работа
Предмет
газовые сети и установки
Объем:
126 листов
Год:
2022
Просмотров:
58
4250
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
ВВЕДЕНИЕ 17
1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 19
1.1 Описание геолого-промысловых условий разработки газовых залежей 22
1.2 Геологические особенности разработки сеноманской залежи
Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения 29
1.3 Характеристика действующего фонда сеноманских скважин 29
1.4 Причины снижения производительности газовых скважин 29
1.5 Самозадавливание газовых скважин 35
2 СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 40
2.1 Проблема самозадавливания сеноманских газовых скважин 40
2.2 Регулирование технологического режима обводняющихся скважин на
основе промысловых исследований 43
2.3 Методы снижения обводненности газовых скважин 48
2.3.1 Методы, уменьшающие поступление воды 48
2.3.2 Газодинамические методы 51
2.3.3 Физико-химические методы 56
2.3.4 Механизированные методы 58
3 ФОРМИРОВАНИЕ МОДЕЛИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ
СКВАЖИНЫ ДЛЯ УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 69
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 75
4.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 75
4.1.1 Потенциальные потребители результатов исследования 75
4.1.2 Анализ конкурентных технических решений 76
4.1.3 Оценка при помощи технологии QuaD 78
4.1.4 SWOT-анализ 80
4.2 Планирование научно-исследовательских работ 84
4.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 84
4.2.2 Определение трудоёмкости выполнения работ и разработка графика
проведения 86
4.3 Бюджет научно-технического исследования 90
4.3.1 Расчет материальных затрат научно-технического исследования 90
4.3.2 Расчет затрат на амортизационные отчисления 91
4.3.3 Основная заработная плата исполнителей 92
4.3.5 Накладные расходы 94
4.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой,
бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 96
4.4 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 98
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 101
5.1 Правовые и организационные вопросы 101
5.2 Производственная безопасность 102
5.2.1 Анализ источников вредных производственных факторов 104
5.2.2 Анализ источников опасных производственных факторов 107
5.3 Экологическая безопасность 111
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 114
5.5 Выводы по разделу социальная ответственность 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 19
1.1 Описание геолого-промысловых условий разработки газовых залежей 22
1.2 Геологические особенности разработки сеноманской залежи
Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения 29
1.3 Характеристика действующего фонда сеноманских скважин 29
1.4 Причины снижения производительности газовых скважин 29
1.5 Самозадавливание газовых скважин 35
2 СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 40
2.1 Проблема самозадавливания сеноманских газовых скважин 40
2.2 Регулирование технологического режима обводняющихся скважин на
основе промысловых исследований 43
2.3 Методы снижения обводненности газовых скважин 48
2.3.1 Методы, уменьшающие поступление воды 48
2.3.2 Газодинамические методы 51
2.3.3 Физико-химические методы 56
2.3.4 Механизированные методы 58
3 ФОРМИРОВАНИЕ МОДЕЛИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ
СКВАЖИНЫ ДЛЯ УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 69
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 75
4.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 75
4.1.1 Потенциальные потребители результатов исследования 75
4.1.2 Анализ конкурентных технических решений 76
4.1.3 Оценка при помощи технологии QuaD 78
4.1.4 SWOT-анализ 80
4.2 Планирование научно-исследовательских работ 84
4.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 84
4.2.2 Определение трудоёмкости выполнения работ и разработка графика
проведения 86
4.3 Бюджет научно-технического исследования 90
4.3.1 Расчет материальных затрат научно-технического исследования 90
4.3.2 Расчет затрат на амортизационные отчисления 91
4.3.3 Основная заработная плата исполнителей 92
4.3.5 Накладные расходы 94
4.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой,
бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 96
4.4 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 98
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 101
5.1 Правовые и организационные вопросы 101
5.2 Производственная безопасность 102
5.2.1 Анализ источников вредных производственных факторов 104
5.2.2 Анализ источников опасных производственных факторов 107
5.3 Экологическая безопасность 111
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 114
5.5 Выводы по разделу социальная ответственность 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
📖 Введение
В настоящее время наблюдается активное развитие мирового газового рынка - значительный рост темпов добычи и объемов потребления природного газа. Обладая крупнейшими в мире запасами газа и развитой газодобывающей промышленностью, Россия занимает лидирующую позицию в мировой добыче углеводородов (УВ): согласно оценке British Petroleum за 2020 год, доля нашей страны составила более 16% в мировом производстве газа [1]. По актуальной сводке Министерства энергетики в 2021 году в России было добыто 762,8 млрд кубометров газа, что на 10% превосходит показатель годичной давности [2].
Значительный вклад в добычу газа вносят уникальные месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, которые на сегодняшний день находятся на завершающей стадии добычи ценного УВ сырья. Данный период разработки месторождений характеризуется значительным снижением пластовых и устьевых давлений, высокой обводненностью и, как следствие, падающими показателями добычи и низкой эффективностью извлечения природного газа из залежей. Особенно остро стоит проблема «самозадавливания» газовых скважин, вызванная скоплением жидкости на забое. Это осложнение заставляет промысловых инженеров совершенствовать технологию эксплуатации скважин для максимизации добычи газа: приоритетной задачей стала необходимость внедрения новых технических решений для повышения эффективности и экономической рентабельности процесса добычи.
Актуальность данной работы: востребованность извлечения низконапорного газа месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, путем регулирования технологического режима работы обводненных газовых скважин, а также с помощью использования новейших научно-технических достижений для улучшения технико-экономических показателей разработки, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной газоотдачи.
Цель: комплексный подход к эффективной эксплуатации газовых скважин в условиях снижения производительности на поздней стадии разработки месторождений для обеспечения более высокой конечной углеводородоотдачи продуктивных пластов.
Задачи:
- Проанализировать особенности поздней стадии разработки газовых месторождений.
- Проанализировать современное состояние существующих технических и технологических решений по предупреждению самозадавливания скважин.
- Произвести моделирование вертикальной газовой скважины Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в программном комплексе PIPESIM на основе актуальных промысловых данных.
Значительный вклад в добычу газа вносят уникальные месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, которые на сегодняшний день находятся на завершающей стадии добычи ценного УВ сырья. Данный период разработки месторождений характеризуется значительным снижением пластовых и устьевых давлений, высокой обводненностью и, как следствие, падающими показателями добычи и низкой эффективностью извлечения природного газа из залежей. Особенно остро стоит проблема «самозадавливания» газовых скважин, вызванная скоплением жидкости на забое. Это осложнение заставляет промысловых инженеров совершенствовать технологию эксплуатации скважин для максимизации добычи газа: приоритетной задачей стала необходимость внедрения новых технических решений для повышения эффективности и экономической рентабельности процесса добычи.
Актуальность данной работы: востребованность извлечения низконапорного газа месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, путем регулирования технологического режима работы обводненных газовых скважин, а также с помощью использования новейших научно-технических достижений для улучшения технико-экономических показателей разработки, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной газоотдачи.
Цель: комплексный подход к эффективной эксплуатации газовых скважин в условиях снижения производительности на поздней стадии разработки месторождений для обеспечения более высокой конечной углеводородоотдачи продуктивных пластов.
Задачи:
- Проанализировать особенности поздней стадии разработки газовых месторождений.
- Проанализировать современное состояние существующих технических и технологических решений по предупреждению самозадавливания скважин.
- Произвести моделирование вертикальной газовой скважины Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в программном комплексе PIPESIM на основе актуальных промысловых данных.
✅ Заключение
В выпускной квалификационной работе произведен анализ эффективности комплекса технологических операций, направленных на обеспечение устойчивых режимов работы обводняющихся скважин северных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.
Анализ технического состояния эксплуатационного фонда газовых скважин Ямбургского месторождения показал, что число бездействующих скважин увеличивается с каждым годом разработки. Кроме того, по действующей ГДМ сеноманской газовой залежи Ямбургского НГКМ в период с 2020-2035 гг тенденция выбытия скважин в бездействующий фонд сохранится. Было выяснено, что основными причинами являются значительный подъем ВГК по отдельным площадям месторождения, самозадавливание скважин по мере накопления на забое как конденсационной, так и пластовой воды, и низкие устьевые параметры, обуславливающие невозможность самостоятельной работы скважин в газосборную сеть.
Было определено, что такие параметры, как критические дебит и скорость течения газа в стволе скважины, при которых не происходит накопления жидкостной пробки на забое, влияют на утверждение оптимального устойчивого режима работы скважины. Данные технологические параметры были проанализированы 3 методами: эмпирическими, экспериментальными, а также посредством моделирования в программном обеспечении PIPESIM компании Schlumberger.
1. Рассмотрена и проанализирована концепция и применимость эмпирических методов определения критических параметров, предложенных исследователями Тернером, Точигиным.
2. Проанализированы экспериментальные промысловые методы, искусственно создающие условия самозадавливания скважин. По данному методу был определен оптимальный режим работы сеноманской скважины с дебитом, обеспечивающим вынос жидкости на поверхность. Приведена методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления с использованием графической интерпретации результатов исследования.
3. Для сформированной модели вертикальной газовой скважины в ПО PIPESIM был произведен расчет режимов работы скважины при разных диаметрах НКТ, который подтвердил, что замена НКТ действительно способствует более эффективному выносу диспергированной жидкости.
В результате проведенного анализа данных исследований можно сделать вывод, что однозначно успешных с экономической точки зрения решения проблем с самозадавливанием скважин нет. Основные проблемы всех технологий, связанные с перевооружением фонда - это высокие капитальные затраты на замену и оснащение подземного и надземного оборудования (ФА, НКТ) и большой объем работ по обслуживанию подобных нововведений по отношению к другим скважинам. Однако, для выбора способа эксплуатации требуется подходить к работе скважин индивидуально.
Применение концентрических лифтовых колонн целесообразно в случае, если для его эксплуатации используется автоматизированный комплекс для непрерывного контроля дебита центральной лифтовой колонны и межколонного пространства для своевременного переключения угловых штуцеров и продувки скважины в шлейф по ЦЛК. Использование технологии КЛК без автоматизированного комплекса чревато обледенением колонн и в конечном итоге задавливанием скважины.
Использование ПАВ как твердого типа, так и жидкостного является весьма целесообразной технологией при условии отработанного и постоянного разрушения поступаемой пены на входе в УКПГ на ступени первой сепарации газа.
Замена НКТ на меньший диаметр является успешной мерой при увеличении количества выносимой жидкости из ствола скважин, однако уменьшение диаметра НКТ снижает производительность скважины, сложность вывода на устойчивый режим работы скважины после проведения ее глушения. Поэтому при планировании КРС на скважины следует отдать предпочтение технологии замены НКТ без глушения скважины.
В разделе «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» был проведен анализ методов, обеспечивающих устойчивые режимы работы газовых скважин, и был сделан вывод, что эксплуатация скважин по КЛК является наиболее подходящим и оптимальным способом предотвращения самозадавливания скважин, что также подтверждается высоким значением интегрального показателя ресурсоэффективности. Результаты расчета экономической эффективности оснащения скважин КЛК показали, что технология является финансово выгодной по сравнению с заменой НКТ. Отмечены высокие актуальность и качество результатов исследования.
В разделе «Социальная ответственность» были рассмотрены правила техники безопасности на технологических установках и обеспечение безопасности при проведении различных работ, правила соблюдения электро - пожаробезопасности, предупреждения чрезвычайных ситуаций на газовом промысле. Также была представлена информация о мероприятиях по защите окружающей среды. Все предложенные мероприятия позволят обеспечить безопасную работу газового промысла, а также высокий уровень охраны окружающей среды.
Анализ технического состояния эксплуатационного фонда газовых скважин Ямбургского месторождения показал, что число бездействующих скважин увеличивается с каждым годом разработки. Кроме того, по действующей ГДМ сеноманской газовой залежи Ямбургского НГКМ в период с 2020-2035 гг тенденция выбытия скважин в бездействующий фонд сохранится. Было выяснено, что основными причинами являются значительный подъем ВГК по отдельным площадям месторождения, самозадавливание скважин по мере накопления на забое как конденсационной, так и пластовой воды, и низкие устьевые параметры, обуславливающие невозможность самостоятельной работы скважин в газосборную сеть.
Было определено, что такие параметры, как критические дебит и скорость течения газа в стволе скважины, при которых не происходит накопления жидкостной пробки на забое, влияют на утверждение оптимального устойчивого режима работы скважины. Данные технологические параметры были проанализированы 3 методами: эмпирическими, экспериментальными, а также посредством моделирования в программном обеспечении PIPESIM компании Schlumberger.
1. Рассмотрена и проанализирована концепция и применимость эмпирических методов определения критических параметров, предложенных исследователями Тернером, Точигиным.
2. Проанализированы экспериментальные промысловые методы, искусственно создающие условия самозадавливания скважин. По данному методу был определен оптимальный режим работы сеноманской скважины с дебитом, обеспечивающим вынос жидкости на поверхность. Приведена методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления с использованием графической интерпретации результатов исследования.
3. Для сформированной модели вертикальной газовой скважины в ПО PIPESIM был произведен расчет режимов работы скважины при разных диаметрах НКТ, который подтвердил, что замена НКТ действительно способствует более эффективному выносу диспергированной жидкости.
В результате проведенного анализа данных исследований можно сделать вывод, что однозначно успешных с экономической точки зрения решения проблем с самозадавливанием скважин нет. Основные проблемы всех технологий, связанные с перевооружением фонда - это высокие капитальные затраты на замену и оснащение подземного и надземного оборудования (ФА, НКТ) и большой объем работ по обслуживанию подобных нововведений по отношению к другим скважинам. Однако, для выбора способа эксплуатации требуется подходить к работе скважин индивидуально.
Применение концентрических лифтовых колонн целесообразно в случае, если для его эксплуатации используется автоматизированный комплекс для непрерывного контроля дебита центральной лифтовой колонны и межколонного пространства для своевременного переключения угловых штуцеров и продувки скважины в шлейф по ЦЛК. Использование технологии КЛК без автоматизированного комплекса чревато обледенением колонн и в конечном итоге задавливанием скважины.
Использование ПАВ как твердого типа, так и жидкостного является весьма целесообразной технологией при условии отработанного и постоянного разрушения поступаемой пены на входе в УКПГ на ступени первой сепарации газа.
Замена НКТ на меньший диаметр является успешной мерой при увеличении количества выносимой жидкости из ствола скважин, однако уменьшение диаметра НКТ снижает производительность скважины, сложность вывода на устойчивый режим работы скважины после проведения ее глушения. Поэтому при планировании КРС на скважины следует отдать предпочтение технологии замены НКТ без глушения скважины.
В разделе «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» был проведен анализ методов, обеспечивающих устойчивые режимы работы газовых скважин, и был сделан вывод, что эксплуатация скважин по КЛК является наиболее подходящим и оптимальным способом предотвращения самозадавливания скважин, что также подтверждается высоким значением интегрального показателя ресурсоэффективности. Результаты расчета экономической эффективности оснащения скважин КЛК показали, что технология является финансово выгодной по сравнению с заменой НКТ. Отмечены высокие актуальность и качество результатов исследования.
В разделе «Социальная ответственность» были рассмотрены правила техники безопасности на технологических установках и обеспечение безопасности при проведении различных работ, правила соблюдения электро - пожаробезопасности, предупреждения чрезвычайных ситуаций на газовом промысле. Также была представлена информация о мероприятиях по защите окружающей среды. Все предложенные мероприятия позволят обеспечить безопасную работу газового промысла, а также высокий уровень охраны окружающей среды.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.