Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование и совершенствование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и совершенствование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием"

0031664 19

На правах рукописи

КРОТОВ ПАВЕЛ СЕРГЕЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СХЕМЫ ВСКРЫТИЯ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Специальности 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений, 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2008 ' ^ 2008

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Научный руководитель - доктор технических наук

Закиров Николай Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Телков Александр Прокофьевич - кандидат технических наук Кузнецов Николай Петрович

Ведущая организация - Филиал «Западно-Сибирский научно-

исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения» ОАО «НПЦ «Недра» (Филиал «ЗапСибБурНИПИ» ОАО «НПЦ «Недра»)

Защита состоится 18 апреля 2008 года в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 18 марта 2008 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 273 01, доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время около 85 % природного газа, добываемого в России, отбирается из сеноманских залежей месторождений Западной Сибири Эти залежи эксплуатируются с 1972 г и являются наиболее изученными как в геологическом отношении, так и с позиции технологии добычи газа Сравнительно небольшие глубины залегания, высокие фильтрационно-емкостные свойства и не требующий сложной подготовки газ, создают возможности для их ускоренного ввода в разработку

Эффективность разработки сеноманских отложений можно повысить за счет увеличения производительности эксплуатационного фонда Необходимо стремиться не только к высоким рабочим дебитам скважин, но и к увеличению дренируемых запасов При этом должны соблюдаться требования к величине предельной депрессии на пласт, так как увеличение скоростей потока газа в призабойной зоне способствует разрушению скелета породы В результате возрастает вынос песка, в стволе образуются песчаные пробки, снижается продуктивность скважины, абразивное воздействие песчаных частиц разрушает элементы системы сбора и подготовки газа

Скважины с горизонтальным окончанием способны обеспечить высокие дебиты газа без превышения предельных депрессий и улучшить дренирование залежи, однако решение этих задач возможно лишь при правильном выборе конструкции и профиля горизонтальных стволов Несмотря на общепризнанную эффективность горизонтальных скважин (ГС), при разработке сеноманских залежей они применяются сравнительно редко Основной причиной является отсутствие достаточного практического опыта эксплуатации и обслуживания таких скважин в условиях слабосцементированных коллекторов Неизвестны оптимальная длина и профиль горизонтального ствола, обеспечивающие высокую продуктивность и самоочищение забоя от скоплений жидкости и песка Многие исследователи предполагали, что с

увеличением длины ствола увеличивается и продуктивность, однако результаты газодинамических исследований этого не подтвердили Для широкомасштабного внедрения ГС при разработке сеноманских отложений необходимы рекомендации по выбору конструкции и профиля забоя, опирающиеся на практический опыт эксплуатации

Цель работы

Повышение эффективности разработки сеноманских газовых залежей обоснованием и совершенствованием схемы вскрытия для скважин с горизонтальным окончанием

Основные задачи исследований

1 Анализ существующих методов математического моделирования притока газа к горизонтальному стволу и эффективности применяемых конструкций забоя сеноманских горизонтальных скважин

2 Разработка алгоритма математического моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое, а также оценка адекватности разработанного алгоритма

3 Изучение особенностей разработки сеноманских отложений скважинами с горизонтальным окончанием и оценка влияния глубины установки башмака насосно-компрессорных труб на продуктивность скважин

4 Выбор схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи

5 Оценка эффективности предлагаемых решений

Научная новизна

1 Изучен и уточнен механизм притока газа к горизонтальной скважине в условиях значительной литологической неоднородности продуктивного пласта

2 Разработан и опробован алгоритм моделирования эксплуатации газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое.

3 Создана трехмерная гидродинамическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи .Ямбургского газоконденсатного месторождения (ЯГКМ), позволяющая изучать состояние скважин и пласта, а также прогнозировать технологические показатели разработки

4 Дано научное обоснование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи

Практическая ценность и реализация работы

1 На основе разработанного алгоритма моделирования эксплуатации горизонтальных стволов создан и внедрен в ООО «ТюменНИИгипрогаз» программный продукт, позволяющий автоматизировать процесс создания модели горизонтальной скважины

2 Предложенная усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу использовалась при расчетах технологических режимов работы скважин в научно-исследовательских работах «Трехмерная геологическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2005 г), «Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2006 г ), «Трехмерная геологическая модель Харвутинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2006 г), «Проектирование разработки, авторское сопровождение проектов, создание и сопровождение геолого-технологических моделей месторождений ООО «Ямбурггаздобыча», Тюмень, 2007 г )

3 В соответствии с предложенными рекомендациями по выбору конструкции забоя проводится строительство эксплуатационных скважин Харвутинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Апробация работы

Результаты исследований докладывались и обсуждались на

Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов газовой отрасли (п Ямбург, 2004 г), XIII и XIV Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2004 г, 2006 г), IV Научно-практическая конференция молодых специалистов и ученых (Надым, 2005 г), научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Ямбурггаздобыча», ОАО «Газпромгеофизика», ОАО «Севернефтегазпром», ОАО «Газпром», ООО «Юрхаровнефтегаз», ООО «Таркосаленефтегаз», ОАО «НОВАТЭК» (2004-2007 гг ) Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (86 наименований) и приложения Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка и 17 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная новизна и практическая ценность

В первом разделе рассмотрены развитие теоретических основ оценки продуктивных характеристик горизонтальных стволов и опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием при разработке зарубежных и отечественных газовых месторождений

Зарубежный опыт применения ГС для освоения запасов газовых месторождений достаточно обширен и превосходит отечественный, что в первую очередь связано с возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов и необходимостью совершенствования технологии добычи газа В США промышленное строительство газовых ГС началось в середине XX века с разработки месторождения с мощным газоносным пластом девонского возраста

(штат Вайоминг) В Европе ГС наиболее активно бурились в процессе освоения норвежского континентального шельфа в 80-х годах прошлого века

В России первые ГС были пробурены на Кущевском подземном хранилище газа (Краснодарский край) и Расшеватском месторождении (Ставропольский край) Начало промышленного строительства ГС связанно с Ямбургским (сеноманские отложения) и Оренбургским (нижнепермские отложения) месторождениями, где к 1996 году эксплуатировалось 11 и 29 ГС соответственно В настоящее время развитие технологий бурения позволило изменить стратегию освоения газовых месторождений ГС получили широкое распространение при разработке газовых залежей Ямбургского, Оренбургского, Восточно-Таркосалинского, Юрхаровского месторождений

Сеноманская залежь Юрхаровского месторождения разрабатывается 4-мя ГС с длиной горизонтального ствола 300-500 м и двумя видами конструкции забоя в 2-х скважинах перфорирована эксплуатационная колонна, в 2-х скважинах установлен сетчатый фильтр в открытом стволе Специальные исследования на вынос механических примесей показали, что фильтр позволяет увеличить предельную депрессию на пласт в 1,4 раза без риска разрушения скелета породы Использование фильтра также позволяет увеличить продуктивность скважин в 3-4 раза в сравнении с перфорацией эксплуатационной колонны По результатам газодинамических исследований горизонтальных скважин оборудованных фильтром, зафиксирована максимальная за всю историю разработки сеномана продуктивность Дебиты газа при рабочей депрессии на пласт (0,35 МПа) достигают 2-2,5 млн м3/сут

Особенностью геологического строения сеноманской залежи Восточно-Таркосалинского месторождения являются сравнительно небольшие газонасыщенные толщины (не более 37 м) и ухудшенные коллекторские свойства Эксплуатация ведется скважинами с различными профилями и однотипной конструкцией забоя (перфорация эксплуатационной колонны 0 168 мм) ГС вскрывают продуктивный пласт стволами длиной 100-120 м Средний дебит газа при депрессии 0,2 МПа по данным скважинам составляет

268 тыс м3/сут , что в 1,7 раза выше дебита наклонно-направленных и в 2,8 раза выше дебита вертикальных скважин при той же депрессии

Более 10 лет на Ямбургском месторождении эксплуатируется куст ГС волнообразного профиля с установкой фильтра (колонна 0 168 мм с отверстиями) в интервале сеноманского газонасыщенного пласта Продуктивность скважин в 1,5-2 раза выше соседних наклонно-направленных Дренируемые запасы куста в 2 раза превышают показатели соседних кустов Проведенный анализ выявил ряд существенных недостатков данной конструкции муфты колонны НКТ создают дополнительные гидравлические сопротивления движению газа в межколонном пространстве, фильтры в виде колонны с отверстиями усугубляют несовершенство скважин по характеру вскрытия, в нижних точках профиля при снижении скорости потока возможно скопление воды

Первые попытки получить достоверную информацию о величине производительности ГС делались еще в середине XX века, однако интенсивное развитие научных исследований в данном направлении началось лишь в 80-х годах прошлого века В целом параметрам ГС, их бурению и экономическим аспектам посвящены несколько тысяч научных публикаций Основная их часть ориентирована на нефтяные скважины

В трудах, посвященных вопросам применения ГС для добычи газа, основное внимание уделяется определению продуктивных возможностей и технологических показателей эксплуатации скважин Известны отдельные публикации и рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых ГС, по результатам их газодинамических исследований Теоретические основы методов математического моделирования притока газа к ГС и определения параметров ГС и вскрываемого ей продуктивного пласта изложены в трудах Алиева 3 С , Басниева К С , Бондаренко В В , Бузинова С Н , Шеремета В В , Гриценко А И , Закирова С Н , Зотова Г А , Калинина А Г , Сомова Б Е , Телкова А П , Федорцова В К, Сохошко С К , Хайруллина М X , Черных В А , Шагиева Р Г , ВаЬи Б К , Бирщ I М , й^ег Б М , ДовЫ в Б

Научные исследования, посвященные обоснованию технологических режимов, газодинамическим исследованиям, вскрытию ГС неоднородного пласта и пласта при переменной толщине, определению продуктивности и термобарических параметров, влиянию подключения скважин в общий коллектор, предельному безводному дебиту газа, в основном разработаны специалистами РГУ нефти и газа и ТюмГНГУ, а также отраслевых институтов газовой промышленности ВНИИгаз и ТюменНИИгипрогаз

Обобщая имеющиеся научные исследования, следует отметить, что работы посвященные оценке производительности ГС и определению параметров вскрываемых ими пластов по результатам газодинамических исследований отличаются в основном схематизацией поставленных задач и методами их решений При оценке фильтрационных параметров пласта, вскрытого ГС, следует уделять внимание стабилизации процесса фильтрации газа, соотношению геометрических размеров зоны дренирования, значению анизотропии пласта Кроме перечисленных, имеются и другие факторы, снижающие точность определения параметров пласта При значительных дебитах газа забойное давление становится переменным и возникает вопрос о величине депрессии на пласт, принимаемой при определении коэффициента продуктивности и проницаемости пласта Величина радиуса дренирования, используемая во всех аналитических методах, является переменной по длине ствола и поэтому приводит к неточностям определения производительности ГС или фильтрационных свойств пласта при известном дебите Все аналитические решения, посвященные определению производительности газовых ГС и параметров вскрываемых ими продуктивных пластов, получены для случая фильтрации флюидов в однородной пористой среде Максимальную точность способны обеспечить численные методы решения задач фильтрации многофазной многокомпонентной смеси в неоднородной по площади и разрезу пористой среде, на основе геолого-математических моделей месторождений

В настоящее время для прогнозирования показателей разработки широко применяются комплексы трехмерного газогидродинамического моделирования

(«ECLIPSE», «Tempest», «VIP» и др), базирующиеся на численных методах решения уравнений фильтрации в трехмерной и многофазной постановках задачи с учетом объемной геологической неоднородности Однако такие комплексы не позволяют напрямую регулировать встроенные средства моделирования, например задавать наиболее подходящее уравнение притока

Во втором разделе приводится усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу для случая высокой литологической неоднородности продуктивного разреза и алгоритм моделирования работы горизонтальных газовых скважин с учетом потерь давления при движении газа в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое

Сеноманские газовые залежи характеризуются переслаиванием песчаных, алеврито-глинистых и чисто-глинистых пропластков различной толщины, не коррелируемых по площади В условиях значительной литологической неоднородности разреза имеющиеся в «ECLIPSE» уравнения притока не способны корректно описать приток газа к горизонтальному стволу, т к требуют четкого определения «коллектор-неколлектор» и не допускают использования коэффициента песчанистости Для исключения занижения продуктивных характеристик горизонтальных участков при малых значениях вертикальной проницаемости рекомендован усовершенствованный метод моделирования притока газа

В программном комплексе «ECLIPSE» при моделировании притока газа используются пересекаемые скважиной ячейки модели В качестве стоков принимаются центры вскрываемых ячеек, которые принято обозначать как «соединения» (перфорация пласта в пределах ячейки) Дебит флюида по «соединению» пропорционален разнице давлений во вскрываемой ячейке и в «соединении» (стенка скважины) Применительно к ячейке трехмерной модели уравнение притока сухого газа к «соединению» записывается в виде

_ Tjk^Gjjp^j -p,a6J

где qJ - дебит газа для у-го «соединения», м3/сут, 2} - коэффициент

11

_____ „ з,„

проводимости для у-го «соединения», д ед, кф - относительная фазовая

проницаемость газа, д ед , - геометрический фактор, д ед , р„,ч - пластовое давление, МПа, рзаб,1 - забойное давление, МПа, Вг - объемный коэффициент газа, д ед , рср] = (Р,,Лг1 + рза6^)/2 - среднее давление МПа, д, - вязкость газа,

МПа с, - фактор, учитывающий нарушение линейного закона Дарси при высоких скоростях газа дляу-го «соединения», д ед Геометрический фактор определяется

=1п

гг \

+ (2)

где г0о - эквивалентный радиус вскрываемой ячейки, м, гс - радиус скважины, м, - скин-фактор дляу-го «соединения», д ед Объемный коэффициент газа равен

Л = 2Т™Рст (3)

г р Т ' ( }

где г - коэффициент сверхсжимаемости, д ед , Тт - пластовая температура, К, рст - стандартное давление, МПа, Тст - стандартная температура, К

Общая проводимость «соединения» является средним геометрическим проводимостей в направлениях х, у, 2

Т, = л/С + ТЬ + С (4)

В свою очередь проводимости «соединения» в каждом направлении х, у, 2

вкнХ] _ ту>] _

Тх'! ~1п(г0^/гс) + Б/ Ту'' ~ \п{г0у} /гс) +БJ ' ~~1п(г0^/гс) + 5/ (5) где д] - коэффициент учитывающий расположение траектории скважины в ячейке модели, д ед, ккх/, khX:J, ккХ:] - проводимости ячейки модели в направлениях х, у, г, мкм2 м

Проводимости ячейки модели в направлениях х, у, г

ккх = кх л/кук2 ^кхк2 ,ккг = кгКпес фукх , (6)

где Ьх, ку, к2 - проекции векторов вскрытия на координатные оси, м, кх, ку, к2 -проницаемости ячейки в направлениях х, у, г, мкм2, К„ес - коэффициент песчанистости ячейки, д ед

Эквивалентные радиусы вскрываемого блока в направлениях х, у, г рассчитываются по формуле Писмана (приведена формула для гПг)

где dx,dy- размеры ячейки в направлениях х и у, м

Таким образом, при прочих равных условиях приток газа для каждого отдельного «соединения» пропорционален Tj Принимая радиус скважины одинаковым вдоль ствола и равенство «соединений» по характеру вскрытия (Sj—O) следует вывод, что распределение притока по стволу скважины зависит только от Щ и r0j

С использованием приведенной методики рассмотрено одно «соединение» строго горизонтальной скважины (рисунок 1а) В этом случае если kz стремится к нулю, то Щ (и соответственно 7}) «соединения» также будет стремиться к нулю Пользуясь имеющимся в «ECLIPSE» уравнением притока, адекватную модель скважины без негативного влияния данного фактора можно получить только при соблюдении следующих условий

1 Неоднородность разреза по вертикали моделируется при помощи признака «коллектор-неколлектор», без использования коэффициента песчанистости

2 Проницаемость kz задается исключительно для чистых коллекторов

3 Ячейки имеют одинаковый размер по ширине и высоте

Толщина пропластков-коллекторов сопоставима с диаметром скважин Соответственно для корректного моделирования ячейки модели должны иметь очень малый размер В этом случае решение задачи потребует огромных вычислительных мощностей, что технически невыполнимо

Кх Ку

'х \1/2

(7)

Непроницаемый

Непроницаемый

б) Песчано-глинистая ячейка Схема притока газа к горизонтальному стволу

а) Чисто-песчаная ячейка

Рисунок 1

Проблема использования приведенной методики состоит в том, что скважина моделируется тонкой линией без учета ее диаметра. Даже в случае полного отсутствия проводимости пласта по вертикали, газ фильтруется через две прямоугольные грани высотой равной диаметру скважины и длиной равной длине горизонтального участка (рисунок 16). Уравнение для расчета кИх, учитывающее фильтрацию через дополнительную площадь, примет вид

ккх = д/м7)2 + К„ес. ^МАА )2 • (8)

На основе результатов газодинамического каротажа (ГДК) по ГС № 4012 сеноманской залежи ЯГКМ выполнена оценка адекватности стандартной и усовершенствованной методики. В первом случае наклонные и горизонтальные участки траектории вносят приблизительно одинаковый вклад в общий приток

газа, что ставит под сомнение корректность стандартного метода, поскольку результаты ГДК показали наличие основного притока на чисто-горизонтальных участках Усовершенствованная методика расчета проводимости показала результаты более близкие к ГДК (рисунок 2)

Продуктивность ГС зависит от потерь давления при движении газа по горизонтальному стволу Ближе к башмаку насосно-компрессорных труб (НКТ) создаются области пониженного давления и возникают более высокие депрессии на пласт, которые увеличивают приток газа в районе башмака НКТ (рисунок 3) Учет потерь давления при движении газа в горизонтальном стволе позволяет точнее моделировать профиль притока газа и корректнее оценивать депрессию на пласт Для одинаковых дебитов газа и проводимости «соединений» при моделировании ГС № 4012 ЯГКМ без учета потерь давления депрессия составила 0,09 МПа, тогда как с учетом потерь давления депрессия возросла до 0,13 МПа Таким образом, пренебрежение неравномерностью забойного давления вдоль горизонтального ствола влечет завышение рабочих депрессий и увеличивает риск последующего пескопроявления

Возможность практического использования данного алгоритма дает опция «Многосегментные скважины» программного комплекса «ECLIPSE» Ствол скважины моделируется в виде отдельных сегментов, на каждом из которых вычисляются потери давления Данная опция также позволяет моделировать движение газа и жидкости в различных направлениях (например, процесс накопления жидкости в горизонтальном стволе при малых скоростях потока газа) Для автоматизации процесса создания модели многосегментной скважины и пересчета проводимости «соединений» разработан программный продукт «Multisegments», позволяющий на основе справочника конструкций скважин описывать модели в формате «ECLIPSE», а также моделировать наличие песчаных пробок на забое

В третьем разделе проанализированы результаты трехмерного гидродинамического моделирования работы куста ГС сеноманской залежи ЯГКМ и влияние положения башмака НКТ на продуктивность скважин

100 90

н

>. -ü 80 "s

о 70 н

-г 60

л

я

5 50

§

ч 40

о

£ 30

CÜ го

2 20 ё Ю

0

1180 1220 1260 1300 1340 1380 1420 1460 1500 1540 Глубина, м

к-Стандартная методика -•—Усовершенствованная методика

"Интервалы притока газа по ГДК

Рисунок 2 - Профиль притока газа к скважине № 4012 ЯГКМ по результатам ГДК и моделирования

а) Стандартные методы «ECLIPSE»

Рисунок 3 Изменение давления в горизонтальном стволе

Куст № 401 состоит из трех горизонтальных скважин с волнообразным профилем забоя В интервале продуктивного пласта установлены нецементируемые фильтры (колонна 0 168 мм с отверстиями) и спущены НКТ 0 114 мм В скважинах №№ 4011, 4012 башмак НКТ размещен в конце горизонтального участка, фильтр перекрыт колонной НКТ В скважине № 4013 башмак НКТ расположен в середине интервала вскрытия пласта

Для изучения технологических особенностей эксплуатации горизонтальных скважин была построена детальная трехмерная гидродинамическая модель сеноманской залежи Анерьяхинского участка ЯГКМ Область построения модели значительно превышает размеры района, на котором размещены горизонтальные скважины куста № 401 Это позволило провести точную настройку модели по данным истории разработки и получить фактическую картину текущего распределения пластового давления и газосыщенности с учетом отборов газа на соседних кустах В результате воспроизведения истории эксплуатации куста сделаны следующие выводы

1 После проведения спуско-подъемных работ продуктивность горизонтальных скважин ухудшается, что связано со снижением жесткости фиксации фильтра в открытом стволе и нарушением сложившихся фильтрационных каналов между пластом и фильтром

2 Основной приток газа в скважинах находится на глубине башмака НКТ и ниже Верхняя часть интервала вскрытия продуктивного пласта отрабатывается плохо, что является следствием значительных потерь давления при движении газа по межколонному пространству Для уменьшения потерь давления в горизонтальном стволе необходимо чтобы поток газа двигался по участку не перекрытому НКТ

3 Колонны НКТ состоят из муфтовых труб марок TDS NS и VAM NS Муфты создают дополнительные гидравлические сопротивления движению газа в межколонном пространстве Использование безмуфтовых НКТ (FL-3S, FL-4S) позволит снизить потери давления в интервале вскрытия пласта

4 При дебитах от 500 до 900 тысм3/сут в ГС скоплений воды в

пониженных участках профиля не наблюдается, так как скорости потока газа достаточны для выноса жидкости

Прогнозное моделирование эксплуатации ГС куста № 401 с различным положением башмака НКТ показало, что наилучшая продуктивность достигается при размещении башмака НКТ в начале горизонтального участка без перекрытия интервала фильтра колонной НКТ В этом случае при дебите газа 500 тыс м3/сут депрессия на пласт снизится в скважине № 4011 в 3 раза, в скважине № 4012 в 3,5 раза, в скважине № 4013 в 1,5 раза При этом обеспечиваются скорости потока газа, необходимые для выноса воды, а также появляется возможность определения забойного давления в районе башмака НКТ, где депрессия на пласт принимает наибольшее значение

Для оценки технологического эффекта от перемещения башмака НКТ проведено прогнозное моделирование по двум вариантам отказ от подъема НКТ и перемещение башмака НКТ Во втором варианте учтено возможное снижение продуктивности за счет смещения фильтра после подъема НКТ с последующим восстановлением Расчеты по второму варианту показали увеличение добычи газа по кусту на 180 тыс м3/сут

В четвертом разделе предложена и обоснована схема вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающая наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи

Для увеличения интервала вскрытия продуктивного пласта используют скважины с большими углами входа в пласт С помощью трехмерной газодинамической модели Харвутинского участка сеноманской залежи ЯГКМ, имеющего характерное геологическое строение сеноманских отложений, проведена оценка потенциальной продуктивности скважин с различными профилями стволов, а также разной длиной интервала вскрытия продуктивного пласта Рассмотрен куст № 948, состоящий из четырех наклонно-направленных скважин

Исходя из ранее сделанных выводов, наибольшая продуктивность скважин достигается при использовании фильтра во всем интервале вскрытия пласта и размещении башмака НКТ в начале горизонтального участка без

перекрытия фильтра Рассмотрены варианты данной конструкции забоя с разными профилями и длинами стволов, пробуренных как на одной глубине, так и дифференцированно (в верхней и нижней частях разреза) Длина интервала вскрытия изменяется от 300 м до 800 м Рассмотрено большинство известных и применяемых на практике профилей стволов наклонно-направленный (угол 45°), пологий (угол 75°), горизонтальный (угол 92°), волнообразный (угол изменяется от 75° до 105°), восходящий (угол 100°)

Для обоснования продуктивности моделируемых скважин приняты результаты газодинамических исследований фактических скважин куста № 948 Во всех исследованиях забойное давление определено по данным глубинного замера Продуктивность фактических скважин сопоставима

Первая серия расчетов была проведена для начальных пластовых условий и включала в себя последовательные газодинамические исследования всех скважин куста, остановку на сутки и последующую одновременную работу всех скважин в газосборный шлейф в течение месяца Моделирование газодинамических исследований выполнено на четырех режимах, с дебетами газа от 300 тыс м3/сут до 1200 тыс м3/сут , по 60 минут на каждом режиме и остановками между режимами на 10 минут

Анализ полученных результатов (рисунок 4) показал, что наименьшую продуктивность имеют наклонно-направленные скважины Продуктивность пологих скважин выше Еще более высокую продуктивную характеристику имеют скважины с восходящим стволом Наибольшая продуктивность при моделировании газодинамических исследований получена по скважинам с горизонтальным и волнообразным профилем ствола Лучшая продуктивность таких скважин достигается при бурении стволов на одной глубине Разносить стволы на разные глубины целесообразно на участках с газонасыщенной толщиной пласта более 100 м Для меньшей газонасыщенной толщины это приводит к уменьшению дренируемых запасов за счет усечения объемов дренирования газо-водяным контактом для скважин в нижней части разреза и кровлей залежи для «верхних» скважин

0,30 0,28 0,26 -0,24 0,22 -0,20 0,18 0,16 -0,14 0,12 0,10

■ Наклонно-направленный

□ Пологий

□ Восходящий

□ Волнообразный на разные глубины ; ЕШ Горизонтальный на разные глубины Ш Волнообразный

01 Горизонтальный _ г

70 300 400 600

Длина интервала вскрытия пласта, м

800

Рисунок 4 - Значение депрессии на пласт при дебите газа 1200 тыс.м /сут. для разных вариантов вскрытия продуктивного пласта

Анализируя варианты горизонтальных и волнообразных скважин с разной длиной ствола, четко прослеживается снижение продуктивности по мере увеличения интервала вскрытия пласта, за счет увеличения потерь давления при движении газа внутри фильтра (рисунок 5). Так для горизонтальных скважин, вскрывающих 800 м пласта, средняя депрессия при дебите газа 1200 тыс.м3/сут равна 0,118 МПа. Для этих же скважин с интервалом вскрытия 600 м, при том же дебите депрессия составила 0,1135 МПа. Горизонтальные скважины с длиной интервала вскрытия 400 м имеют ещё меньшую депрессию: 0,11 МПа. Дальнейшее уменьшение интервала вскрытия пласта ведет к снижению продуктивности. При длине горизонтального окончания 300 м депрессия увеличивается до 0,113 МПа. Аналогичная картина наблюдается для горизонтальных и волнообразных скважин пробуренных на разных глубинах. Таким образом, для скважин с горизонтальным и волнообразным окончанием наибольшая продуктивность достигается в варианте с интервалом вскрытия пласта длиной 400 м.

Рисунок 5 - Индикаторные кривые для горизонтальных стволов разной длины

Моделирование работы куста скважин в газосборный шлейф позволило оценить взаимное влияние скважин и их продуктивные возможности на стабильном режиме. Расчеты проведены с ограничением максимальной депрессии 0,2 МПа. Основным критерием оценки продуктивности скважин выбран накопленный отбор газа по кусту за месяц (таблица 1). Распределение скважин по продуктивности при одновременной работе в целом повторяет результаты моделирования газодинамических исследований. Максимальные накопленные отборы газа при минимальных депрессиях на пласт (0,1-0,14 МПа) обеспечивают горизонтальные и волнообразные стволы, однако, за счет меньшего разброса по продуктивности скважин, вариант с горизонтальным профилем показал лучшие результаты, в том числе при размещении стволов на разных глубинах. Увеличение длины интервала вскрытия пласта с 400 м до 800 м принципиально не меняет значение накопленного отбора.

Вторая серия расчетов позволила оценить лучшие варианты (длина интервала вскрытия 400 м) с позиции выноса воды с забоя скважины на стадии падающей добычи (пластовое давление снизилось на 70 % от начального, подъем ГВК достиг 20 м) по двум критериям:

Таблица 1 - Значение накопленной добычи газа за месяц при одновременной работе всех скважин куста в газосборный шлейф, млн м3

Длина интервала вскрытия пласта, м 1 Наклонно-направленные Пологие С восходящим стволом Волнообразные Волнообразные на разы глубину Горизонтальные Горизонтальные на разн глубину

800 - - 134,8 121,5 137,4 146,5 145,6

600 - - 135,9 143,3 128,3 145,9 145,5

400 - - 134,4 139,1 134,4 145,6 145,1

300 - 130,9 132,7 136,2 131,0 134,4 133,1

70 97,5 - - - - - -

1 Вынос пластовой воды, поступающей в нижнюю точку профиля ствола с постоянным притоком 2 м3/сут

2 Вынос конденсационной воды в объеме 5 м3, накапливающейся на забое после остановки скважины

Оценка продуктивности скважин выполнена на основе анализа накопленного отбора газа по кусту за месяц (таблица 2) Результаты моделирования показали, что удаление конденсационной воды с забоя в условиях истощения пластовой энергии, одинаково успешно выполняется для всех вариантов профиля ствола Наклонно-направленные и пологие скважины требуют наименьшего времени для полного очищения от конденсационной воды При поступлении пластовой воды в скважину наибольшие отборы обеспечивают скважины с горизонтальным профилем ствола Волнообразные, пологие и восходящие стволы имеют меньший потенциал по добыче, однако способны гарантировать стабильную эксплуатацию скважин Наклонно-направленные скважины дают минимальное значение накопленного отбора, так как при поступлении пластовой воды депрессии возрастают до максимальных (0,2 МПа), очищение забоя прекращается и скважины останавливаются

Таблица 2 — Значение накопленной добычи газа по кусту за месяц для условий падающей добычи и обводнения скважин, млн.м3

Вода Наклонно-направленные Пологие С восходящим стволом Волнообразные Горизонтальные

Пластовая 4,81 13,72 17,36 19,33 23,69

Конденсационная 42,15 45,02 46,81 48,10 47,98

Обобщение результатов расчетов показывает, что наиболее продуктивными являются скважины с горизонтальным и волнообразным окончанием. Строительство скважин с длиной интервала вскрытия пласта более 400 м нецелесообразно. Скважины с горизонтальным профилем предпочтительно эксплуатировать в выдержанных песчаных пачках. В условиях высокой неоднородности продуктивного разреза более эффективными будут волнообразные профили ствола. Схема вскрытия сеноманских залежей скважинами с горизонтальным окончанием, рекомендуемая для освоения запасов газа, показана на рисунке 6.

Рисунок 6 - Рекомендуемая схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Доказана высокая эффективность применения горизонтальных скважин при разработке сеноманских газовых залежей Обоснована целесообразность использования сетчатых и проволочных фильтров в интервале продуктивного пласта

2 Разработан алгоритм моделирования работы горизонтальных газовых скважин с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, скопления жидкости в пониженных участках профиля и наличия песчаных пробок Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу, вскрывающему сеноманский горизонт Погрешность вычислений алгоритма не превышает 5 % На основе разработанного алгоритма создан программный продукт

3 Доказано влияние положением башмака НКТ на продуктивность горизонтальных скважин Для обеспечения максимальной продуктивности скважин необходимо устанавливать башмак НКТ в начале горизонтального участка без перекрытия интервала фильтра

4 Обоснована схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с 400-метровым горизонтальным окончанием, оборудованным фильтром, как наиболее продуктивная на стадиях постоянных отборов и падающей добычи В условиях высокой неоднородности разреза более продуктивными будут волнообразные стволы В выдержанных песчаных пачках предпочтительны горизонтальные профили

5 Использование разработанного программного продукта «Multisegments» позволило сократить в 4 раза время создания моделей горизонтальных скважин и получить экономический эффект в размере 300 тыс рублей Ожидаемая дополнительная добыча газа после перемещения башмака НКТ в скважинах куста № 401 Ямбургского газоконденсатного месторождения составляет 180 тыс м3/сут Реализация рекомендуемой схемы вскрытия сеноманских отложений позволит увеличить добычу газа в 1,5 раза

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Кротов П С Использование трехмерной модели Медвежьего месторождения для уточнения кривых относительных фазовых проницаемостей // Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений Сб тр кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - Тюмень «Нефтегазовый университет», 2005 - С 219-224

2 Красовский А В Учет относительных фазовых проницаемостей при моделировании продуктивности газовых скважин / А В. Красовский, П С Кротов, А Ю Юшков // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири Сб тез докл XIV Науч -практ конф молодых ученых и специалистов - Тюмень ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006 - С 73-75

3 Кучумов Р Я Выбор модели притока газа к горизонтальной скважине / Р Я Кучумов, А В Красовский, П С Кротов, А Ю Юшков // Алгоритмизация и моделирование разработки нефтегазовых месторождений Сб науч. тр кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» -Тюмень «ВекторБук»,2007 -С 80-83

4 Юшков А Ю Методика расчета проводимости ячеек трехмерной модели, вскрытых горизонтальной скважиной / АЮ Юшков, ПС Кротов, А В Красовский // Сб науч тр - Тюмень ООО «ТюменНИИгипрогаз», СПб Недра, С-Петербург отд-ние,2007 -С 107-117

5 Кротов П С Особенности моделирования горизонтальных газовых скважин /ПС Кротов, А Ю Юшков, А В Красовский // Известия ВУЗов Нефть и газ -2007 -№3 -С 39-45

6 Закиров Н Н Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин / Н Н Закиров, П С Кротов, А Ю Юшков, А В Красовский, В В Овчинников//Бурение и Нефть -2007 -№5 -С 30-31

7 Кротов П С Технологическая эффективность конструкции горизонтальных скважин куста 401 Ямбургского ГКМ / ПС Кротов, НН Закиров//Бурение и Нефть -2007 -№10 - С 37-39

8 Кротов ПС Исследование эффектов трения при движении газа к башмаку насосно-компрессорной трубы /ПС Кротов, А В Красовский // Моделирование технологических процессов нефтегазодобычи Сб науч тр кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» -Тюмень «Нефтегазовый университет» - 2007 — С 86-89

9 Кротов П С Моделирование продуктивности скважин в трехмерных моделях с декартовой газогидродинамической сеткой /ПС Кротов, А Ю Юшков, А В Красовский // Моделирование технологических процессов нефтегазодобычи Сб науч тр кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» - Тюмень «Нефтегазовый университет», 2007 -С 94-100

10 Кротов ПС Выбор оптимального положения башмака НКТ в горизонтальных газовых скважинах /ПС Кротов, Н Н Закиров // Новые технологии-нефтегазовому региону Материалы регион науч -практ конф студентов, аспирантов и молодых ученых - Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -С 86-90

11 Кротов П С Эффективность установки фильтров в горизонтальных стволах сеноманских скважин /ПС Кротов, Снохина А В // Там же -С 93-96

12 Завьялов МД Решение задачи притока к горизонтальной скважине на основе теории функций комплексного переменного / В В Завьялов, П С Кротов, В А Ким // Известия ВУЗов Нефть и газ - 2008 - № 1 -С 28-33

Соискатель

П С Кротов

Подписано в печать 17 03 08 Формат 60x84/16 Бумага Ballet Печать Riso Уел печ л 1,00 Тираж 100 Заказ 179

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук» Лицензия ПД № 170003 от 06 07 2000 г 625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452)46-54-04,46-90-03

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кротов, Павел Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ. СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И АНАЛИЗ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Развитие технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на газовых месторождениях.

1.2 Эффективность горизонтальных скважин при разработке сеноманских газовых залежей.

1.2.1 Использование горизонтальных скважин при разработке Юрхаровского месторождения.

1.2.2 Оценка эффективности горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения.

1.2.3 Особенности эксплуатации горизонтальных скважин Ямбургского месторождения.

1.3 Обзор теоретических методов оценки продуктивности газовых скважин с горизонтальным окончанием.

Выводы по разделу 1.

2 АЛГОРИТМ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ВСКРЫВАЮЩЕЙ СЕНОМАНСКИЙ ГОРИЗОНТ.

2.1 Особенности геологического строения сеноманских отложений.

2.2 Методы моделирования притока к скважине в программном комплексе «ECLIPSE».

2.3 Усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий высокой неоднородности разреза.

2.4 Алгоритм моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины.

Выводы по разделу 2.

3 ВЛИЯНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ БАШМАКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.:.

3.1 Характеристика залежи в районе куста № 401 Ямбургского месторождения.

3.2 Создание трехмерной гидродинамической модели.

3.3 Выбор оптимального положения башмака НКТ.

Выводы по разделу 3.i.

4 ВЫБОР СХЕМЫ ВСКРЫТИЯ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ.

4.1 Методы расчетов и рассмотренные варианты.

4.2 Обоснование продуктивности модельных скважин.

4.3 Моделирование работы горизонтальных скважин на начальной стадии разработки.

4.4 Моделирование скопления воды в стволах горизонтальных скважин на стадии падающей добычи.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование и совершенствование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием"

Актуальность проблемы

В настоящее время около 85 % природного газа, добываемого в России, отбирается из сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Эти залежи эксплуатируются с 1972 г. и являются наиболее изученными как в геологическом отношении, так и с позиции технологии добычи газа. Сравнительно небольшие глубины залегания, высокие фильтрационно-емкостные свойства и не требующий сложной подготовки газ, создают возможности для их ускоренного ввода в разработку.

Эффективность разработки сеноманских отложений можно повысить за счет увеличения производительности эксплуатационного фонда. Необходимо стремиться не только к высоким рабочим дебитам скважин, но и к увеличению дренируемых запасов. При этом должны соблюдаться требования к величине предельной депрессии на пласт, так как увеличение скоростей потока газа в призабойной зоне способствует разрушению скелета породы. В результате возрастает вынос песка, в стволе образуются песчаные пробки, снижается продуктивность скважины, абразивное воздействие песчаных частиц разрушает элементы системы сбора и подготовки газа.

Скважины с горизонтальным окончанием способны обеспечить высокие дебиты газа без превышения предельных депрессий и улучшить дренирование залежи, однако решение этих задач возможно лишь при правильном выборе конструкции и профиля горизонтальных стволов. Несмотря на общепризнанную эффективность горизонтальных скважин (ГС), при разработке сеноманских залежей они применяются сравнительно редко. Основной причиной является отсутствие достаточного практического опыта эксплуатации и обслуживания таких скважин в условиях слабосцементированных коллекторов. Неизвестны оптимальная длина и профиль горизонтального ствола, обеспечивающие высокую продуктивность и самоочищение забоя от скоплений жидкости и песка. Многие исследователи предполагали, что с увеличением длины ствола увеличивается и продуктивность, однако результаты газодинамических исследований (ГДИ) этого не подтвердили. Для широкомасштабного внедрения ГС при разработке сеноманских отложений необходимы рекомендации по выбору конструкции и профиля забоя, опирающиеся на практический опыт эксплуатации.

Цель работы

Повышение эффективности разработки сеноманских газовых залежей обоснованием и совершенствованием схемы вскрытия для скважин с горизонтальным окончанием.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов математического моделирования притока газа к горизонтальному стволу и эффективности применяемых конструкций забоя сеноманских горизонтальных скважин.

2. Разработка алгоритма математического моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном, стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое, а также оценка адекватности разработанного алгоритма.

3. Изучение особенностей разработки сеноманских отложений скважинами с горизонтальным окончанием и оценка влияния глубины установки башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) на продуктивность скважин.

4. Выбор схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.

5. Оценка эффективности предлагаемых решений.

Научная новизна

1. Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий значительной литологической неоднородности продуктивного пласта.

2. Разработан и опробован алгоритм моделирования эксплуатации газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое.

3. Создана трехмерная гидродинамическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения, позволяющая изучать состояние скважин и пласта, а также прогнозировать технологические показатели разработки.

4. Дано научное обоснование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.

Практическая ценность и реализация работы

1. На основе разработанного алгоритма моделирования эксплуатации горизонтальных стволов создан и внедрен в ООО «ТюменНИИгипрогаз» программный продукт, позволяющий автоматизировать процесс создания модели горизонтальной скважины.

2. Предложенная усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу использовалась при расчетах технологических режимов работы скважин в научно-исследовательских работах: «Трехмерная геологическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2005 г.), «Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2006 г.), «Трехмерная геологическая модель Харвутинского • участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2006 г.), «Проектирование разработки, авторское сопровождение проектов, создание и сопровождение геолого-технологических моделей месторождений ООО «Ямбурггаздобыча», Тюмень, 2007 г.).

3. В соответствии с предложенными рекомендациями по выбору конструкции забоя проводится строительство эксплуатационных скважин Харвутинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кротов, Павел Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Доказана высокая эффективность применения горизонтальных I скважин при разработке сеноманских газовых залежей. Обоснована целесообразность использования сетчатых и проволочных фильтров в I интервале продуктивного пласта.

2 Разработан алгоритм моделирования работы горизонтальных газовых скважин с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, скопления жидкости в пониженных участках профиля и наличия песчаных пробок. Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу, вскрывающему сеноманский горизонт. Погрешность вычислений алгоритма не превышает 5 %. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.

3 Доказано влияние положением башмака НКТ на продуктивность горизонтальных скважин. Для обеспечения максимальной продуктивности скважин необходимо устанавливать башмак НКТ в начале горизонтального участка без перекрытия интервала фильтра.

4 Обоснована схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с 400-метровым горизонтальным окончанием, оборудованным фильтром, как наиболее продуктивная на стадиях постоянных отборов и падающей добычи. В условиях высокой неоднородности' разреза более продуктивными будут волнообразные стволы. В выдержанных песчаных пачках предпочтительны горизонтальные профили.

5 Использование разработанного программного продукта «Multisegments» позволило сократить в 4 раза время создания моделей горизонтальных скважин и получить экономический эффект в размере 300 тыс. рублей. Ожидаемая дополнительная добыча газа после перемещения башмака НКТ в скважинах куста № 401 Ямбургского газоконденсатного месторождения составляет 180 тыс.м /сут. Реализация рекомендуемой схемы вскрытия сеноманских отложений позволит увеличить добычу газа в 1,5 раза.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кротов, Павел Сергеевич, Тюмень

1. Стокли И.О. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта / И.О. Стокли, Р.Т. Дженсен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - № 4. - С. 20-25.

2. Joshi S.D. Method calculate area drained by horizontal wells // Oil and Gas Journal. Sept 17, 1990. - P.77-82.

3. Григорян A.H. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. - 190 с.

4. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края //Бурение. 1963. - № 8. -С. 24-29.

5. Ремизов В.В. Горизонтальные скважины на Ямбургском ГКМ // Газовая промышленность. 1997. - № 4. - С. 22-30.

6. Гноевых А.Н. Опыт и перспективы горизонтального бурения / А.Н. Гноевых, Б.А. Никитин, А.А. Рябоконь, В.Н. Левшин, А.А. Бабичев // Газовая промышленность. 1995. - № 9. - С. 16.

7. Ремизов В.В. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями / В.В. Ремизов, В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин, О.М. Ермилов, Л.С. Чугунов // Газовая промышленность. 1995. - № 3. - С. 30.

8. Телков А.П. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительной эффективности ее работы и трещин гидравлического разрыва пласта / А.П. Телков, И.Б. Дубков, А.П. Гринько. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2000. - С. 141-148.

9. Пересчет геологических и извлекаемых запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа Юрхаровского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию изученности на 01.10.2005. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2006 г.

10. Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения. -Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2007.

11. Результаты геологоразведочных работ на Восточно-Таркосалинском нефтегазоконденсатном месторождении. Тарко-Сале: ОАО НК «Таркосаленефтегаз», 2004.

12. Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Восточно-Таркосалинского месторождения. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2005.

13. Дополнению к проекту разработки сеноманской залежи ЯНГКМ. -М.: ООО «ВНИИгаз», 2001.

14. Геологический отчет ООО «Ямбурггаздобыча» 2004 г. Новый Уренгой: ООО «Ямбурггаздобыча», 2005.

15. Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «ВНИИгаз», 2005.

16. Дополнения к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «ВНИИгаз», 2006.

17. Кротов П.С. Технологическая эффективность конструкции горизонтальных скважин * куста 401 Ямбургского ГКМ / П.С. Кротов, Н.Н. Закиров // Бурение и Нефть. 2007. - № 10. - С. 37-39.

18. Алиев З.С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. М.: Недра, 1978. - 279 с.

19. Минский Е.М. Нестационарное движение газа через пористые среды при нелинейном законе сопротивления // Тр. ВНИИГАЗа. М.: Гостоптехиздат, 1963.-С. 32.

20. Бузинов С.Н., Григорьев А.В. Дренирование залежи системой горизонтальных скважин / С.Н. Бузинов, А.В. Григорьев // Компьютеризация научных исследований и научного проектирования в газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1993. - С. 52-59.

21. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальные пласты // Подземная гидромеханика и разработка нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып.32. - С. 29-57. ,

22. Модюи Д. Определение продуктивности скважины с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1988. - № 11. - С. 64-65.

23. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. М.: Недра, 1964. - 132 с.

24. Mutalik M.N. Decline curve analysis predicts oil recovery from horizontal wells / M.N. Mutalik, S.D. Joshi // Oil and Gas Journal. Sept. 7, 1992. - P. 42-48.

25. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов. -М.: Наука, 1995. 109 с.

26. Гриценко А.И. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин / А.И. Гриценко, Г.А. Зотов, Н.Г. Степанов // Юбилейный сб. науч. тр. М.: ИРЦ «Газпром», 1996. - Т.2. - 71 с.

27. Брехунцов A.M. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / A.M. Брехунцов, А.П. Телков, В.К. Федорцов. Тюмень: СибНАЦ, 2004. - 290 с.

28. Саттаров М.М. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин / М.М. Саттаров, М.Х. Мусин, И.А. Полудень. -М.: ВНТИЦентр ГКНТ СССР, 1991.-С. 101-103.

29. Reeves S.R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. -SPE 25350, 1993.-P. 95-97.

30. Кнеллер JI.E. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин / Л.Е. Кнеллер, Я.С. Гайдуллин, А.П. Потапов // Геология, геофизика и разработка нефтяныхместорождений. 1996. - № 4. - С. 34-38.

31. Муслимов Р.Х. Система разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Рамазанов//Там же. С. 26-33.

32. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многопластовом нефтяном пласте // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. 1998. -№ 3. — С. 6т10.

33. Зотов Г.А. Методика газогидродинамических исследований горизонтальных скважин на примере эллиптической и прямоугольной форм пласта. М.: ВНИИГАЗ, 1999. - С. 100-114.

34. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.: ООО «Недра— Бизнесцентр», 2001 199 с.

35. Бузинов С.Н. Создание высокопродуктивных газовых скважин на ПХГ России / С.Н. Бузинов, А.В. Григорьев, А.Л. Ковалев // Юбилейный сб. тр. М., 1996. - Т. 2. - С. 119-126.

36. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. М.: Недра, 1995. - 132 с.

37. Минский Е.М. О работе системы газовых скважин, дренирующих истощающиеся газовые пласты // Разработка и эксплуатация газовых месторождений: Тр. ВНИИГАЗа. М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып. 9 (17). -С. 3-24.

38. Dikken B.J. Pressure drop in horizontal well and it's effect on production performance // Journal of Petroleum Technology. 1990. - Vol. 42, № 11.-P. 1426-1433.

39. Черных В.А. Гидродинамика горизонтальных газовых скважин1. -М.ВНИИГАЗ, 2000. 189 с.

40. Зотов Г.А. Методика газодинамических , исследований горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 114 с.

41. Малых А.С. Оценка продуктивности горизонтальных газовых скважин в режиме стационарной фильтрации: Обзорная информ. Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / А.С. Малых, А.А. Соколов. М.: ИРЦ Газпром, 2005. ,

42. Никитин Б.А. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 30 с.

43. Басниев К.С. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных и газоконденсатных скважин / К.С. Басниев, З.С. Алиев, C.JI. Критская. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

44. Черных В.В. Разработка методов определения дебитов и забойных давлений многоствольно-горизонтальных скважин. Диссертация на соискание уч. степени к.т.н. М., 2000.

45. Лапердин А.Н. Уточнение начальных запасов свободного газа / А.Н. Лапердин, И.Д. Рамазанов // Газовая промышленность. 1997. - Вып. 5. -С. 37-39.

46. Ремизов В.В. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.В. Ремизов,

47. Л.Ф. Дементьев, А.Н. Кирсанов и др.; Под ред. А.Н. Кирсанова. М.: Недра, 1996.

48. Берман Л.И. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье / Л.И. Берман, С.П. Омесь, Н.С. Романовская // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений: Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. М., 1975. - № 6. - С. 20-24.

49. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов. -М.: Недра, 1975.I

50. Ермаков В.И. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений месторождений Западной Сибири / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, А.А. Шаля. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003.

51. Масленников В.В. Методика определения фильтрационно-емкостных и механических свойств коллекторов /В.В. Масленников, Н.А. Туренков, А.Н. Лапердин // Тр. ВНИИгазэкономика. М., 1979. - Вып. 1/11. - С. 14-22.

52. Нанивский Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения // Тр. ВНИИЭгазпрома. М., 1977. - Вып. 1/9. - С. 26-33.

53. Дивеев И.И. Методика расчета продвижения пластовых вод при разработке газовых залежей по промыслово-геофизическим данным // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -1978.-№6.-С. 7-12.

54. Ефименко В.И. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири / В.И. Ефименко, Н.А. Пих, Г.В. Таужнянский // Тр. ЗапСибНИГНИ. — Тюмень, 1981.-Вып. 162.

55. Кирсанов А.Н. Технология подсчета и дифференциации запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений // Международ, выставка «Нефть и газ 92»: Сб. тез. -М.: ВНИИЭгазпром, 1992. С.60-63.

56. Леонтьев Е.И. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М.

57. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А .Я. Малыхин. М.: Недра, 1974.

58. Масленников В.В. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходу к их состоянию /В.В. Масленников, Г.В. Крылов,

59. B.Н. Маслов. М.: ИРЦ «Газпром», 2000.

60. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1989.

61. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений /

62. C.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. М.: Недра, 1974.

63. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2001.

64. Eclipse user's guide. Schlumberger, 2001.

65. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

66. Golan М., Whitson С.Н., Well performance. Second edition. University of Trondheim. -N.J.: PTR Prentice Hall, 1991. P. 132-155.

67. Юшков А.Ю. Методика расчета проводимости ячеек трехмерной модели, вскрытых горизонтальной скважиной / А.Ю. Юшков, П.С. Кротов, А.В. Красовский // Сб. науч. тр. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб:

68. Недра. С.-Петербург, отд-ние, 2007. С. 107-117.

69. Геологический отчет ООО «Ямбурггаздобыча» 2006 г. Новый Уренгой: ООО «Ямбурггаздобыча», 2007.

70. Брискман А.А. Добыча и транспорт газа / А.А. Брискман, А.К. Иванов, A.JI. Козлов. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1955.

71. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к трансцорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. -М.: Недра, 1986.

72. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, А.А. Точигин. — М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий, 1998.

73. Гриценко А.И. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в скважинах и трубопроводах / А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, Ю.А. Харченко. — М.: Недра, 1994.

74. Мамаев В.А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария. М.: Недра, 1973.

75. Трехмерная геологическая модель Анерьяхинской площади сеноманской залежи Ямбургского месторождения. — М.: ООО «Газпромгео-физика», 2005.

76. Кротов П.С. Особенности моделирования горизонтальных газовых скважин / П.С. Кротов, А.Ю. Юшков, А.В. Красовский // Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2007. - № 3 (63). - С. 39-45.

77. Трехмерная геологическая модель Харвутинской площади сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «Газпромгеофи-зика», 2006.

78. Закиров Н.Н. Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин / Н.Н. Закиров, П.С. Кротов, А.Ю. Юшков, А.В. Красовский, В.В. Овчинников // Бурение и Нефть. 2007. - № 5. - С. 30-31.