Файл: Отчетпопрактике наименованиепрактики учебная.docx

Западный,ЦентральныйиВосточный.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с разме-рами20 на 6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артин-ской карбонатной толщи отмечается в виде обширнойпериклинали (25 на 12км).Амплитуда в районеЗападногокупола(относительносеверногоиюжногопогружений)достигает 300м.Пористостьпокерну.По продук-тивным пластам выполнен достаточный объем определений открытой пори-стости по керну для Основной залежи. Пористость определялась по 5497 образцамиз18 скважин(таблица1.1).

Параметр	Газоваячасть													Нефтянаячасть			Итогопозале-жи
	Iобъект					IIобъект				IIIобъект
	запад- ныйкупол	центра- льныйкупол	восто- чныйкупол	Итого Iобъ-ект	запад- ныйкупол		центра- льныйкупол	Итого IIобъ-ект	запад- ныйкупол		центра- льныйкупол	ИтогоIII объект	IIобъ-ект		IIIобъ-ект
1.Коэффициентпористости
Количество сква- жин	5	7	4	16	5		5	10	3		4	7	1		2	18
Охарактеризованнаяэффективная тол- щина,м	146,0	288,9	235,6	670,5	189,9		266,6	456,5	36,8		455,9	492,7	8,7		3,0	1631
Количествоопреде- лений	341	994	628	1963	605		899	1504	83		1931	2019	12		4	5497
Минимальное зна- чение,%	2,6	2,4	2,2	2,2	3,3		2,3	2,3	2,1		1,0	1,0	11,6		8,9	1,0
Максимальное зна- чение,%	22,1	23,8	23,0	23,8	19,5		19,6	19,6	13,2		21,0	21,0	14,0		11,3	23,8
Среднее значение, %	9,1	12,3	9,0	10,5	11,6		11,4	11,5	7,2		9,8	9,7	12,8		9,5	10,5
2.Коэффициентпроницаемости
Количествоскважин	5	7	4	16	5		5	10	3		4	7	1		2	18
Охарактеризованнаяэффективная тол- щина,м	121,0	250,1	195,6	566,7	173,6		221,4	395,0	32,0		388,0	420,0	8,7		3,0	1393
Количество опре- делений	195	544	320	1059	398		536	934	59		1010	1069	6		4	3072
Минимальное зна- чение,10-3мкм2	0,003	0,001	0,001	0,001	0,013		0,003	0,003	0,019		0,005	0,005	3,06		6,1	0,001
Максимальноезна- чение,10-3мкм2	7,10	14,35	24,91	24,9	183,6		330,0	330,0	145,6		170,6	170,6	10,04		9,88	330,0
Среднеезначение,10-3мкм2	1,3	1,90	1,4	1,7	13,2		18,9	16,5	19,1		11,8	12,2	6,8		7,0	9,8

---

Таблица 1.1 – Характеристики пористости и проницаемости по результатам анализа керна скважин Основ-нойзалежи

Проницаемостьнаначальномэтаперазработкиопределяласьпоиз-вестнойвеличинепористости.

2. Типовая конструкция действующего фонда газоконденсатныхскважинУКПГ-3

В начале разработкиучастка УКПГ-3 Основной газоконденсатной зале-жи скважины Оренбургского НГКМ скважины имели типовую конструкцию истроились согласно проекту. Это были вертикальные скважины, вскрывающиепродуктивный пласт либо открытым стволом, либо обсаженные эксплуатаци-онной и отперфорированной колонной.НКТ по всей глубине спуска имелиодинаковый диаметр (100 х 100 либо 112 х 112 мм).По мере снижения пласто-вого давления и дебита в процессе эксплуатации скважин конструкция НКТпретерпевала изменения. Реконструкцииподверглись только фонтанные тру-бы. Это связано с необходимостью выполнения условий выноса мехпримесей ипластовой воды с забоя на поверхность в условиях низких пластовых давлений.Основные параметры конструкции скважин, взятых из таблицы технологиче-ских режимов работы скважин, подключенных к УКПГ-3 за 4 кв. 2016 годапредставлены в таблице 2.1.На рисунке 2.1 показана схема основных элемен-тов конструкции скважины № 225 УКПГ-3 с указанием диаметров и глубин. Всоответствии с принятой моделью, основной являлась открытая конструкцияэксплуатационных скважин, где весь этаж газоносности вскрывался открытымстволом. Для исключения осложнений, на глубину 10-15 м выше пробуренногозабоя спускался хвостовик.Открытая конструкция имела ряд существенныхположительных качеств - высокая продуктивность скважин, простота и надеж-ность, низкая стоимость и металлоемкость.Вместе с тем имелись и недостатки,наиболееостропроявившиесясразужепослепервыхпризнаковизби-рательного процесса обводнения скважин. Прежде всего, такая конструкция непозволяла регулировать равномерность отработки пластов по разрезу, затруд-нялаинтенсификациюверхнихвскрытыхинтервалов,необеспечивала

Приэксплуатациискважинмогутвозникатьследующиепроблемы:

• 
  притокподошвеннойпластовойводыкзабою;
  
• 
  возможностьгидратообразования;
  
• 
  интенсивнаякоррозияоборудования;
  
• 
  солеотложениенавнутреннейповерхностипромысловогооборудования;
  
• 
  образованиежидкостныхпробокназабоеивстволеработающихипростаи-вающихскважин.
  

---

СхемакомпоновкиПОскважины№3006

Ф.А.“Luceat”


переводник41/2”х3

э/колонна51/2”х7.72ммНКТ31/2”VAM
ниппельКО“Бейкер”тип“BFX”31НКТ31/2”VAM

переводник31/2”х2

НКТ23/8”х4.83ммVAM


ОИК23/8”VAM“Бейкер”
НКТ23/8”VAM
ЦК“Bakker”типа“L”23/8”х1.81”V

пакер“Bakker”DAB45А451/2”x2
хвостовик23/8”VAM

направляющаяворонка 23/8”
искусственныйзабой-
Рисунок2.1–Конструкциявертикальнойскважины№3006

1. Распределениефондаскважин,подключенныхкУКПГ-3

Фонд эксплуатационных скважин УКПГ-3 составляет 112 скважин, изних 8 филипповский залежь, подключения шлейфа УКПГ-3 представлено нарисунке2.2

Скважины УКПГ-3 эксплуатируют все эксплуатационные объекты,распределение этих скважин по объектам представлено в таблице 2.2 и нарисунке2.3. Количество обводненныхскважин,вскрывающихразличныеобъектыпредставленонарисунке2.4.

№ объек-та	№скважин,отрабатывающихданныйобъект	Количе-ство сква- жин
Iобъект	401,403,405,406,407,409,410,419,420,422, 425,432д,476,3001,3004,3005,3006,3007, 3010,3011,3012,3013,3015,3017,3018,3019, 3022,3024,3028,3031,3032,3038,3049,3054, 3062,3066,3070,3076,3091,3092,3098,3100, 12045,12046,12056,12063,12073,12074, 12076, 12077	50
IIобъект	423,3027,3061	3
I+II объ-ект	147д,150,155,303R,426,427,429,430,431, 433,435,475,477,478,3002,3016,3020,3047, 3053,3055,3067,3077,3079,3080,3081,3090, 3096, 12024, 12026, 12029, 12030, 12033, 12037,12044,12050,12051,12059,12060, 12061,12083, 12085, 12086	42
I+III объ-ект	3026	1
I+II+III объект	415, 421,424, 428,3003,12034,12035, 12049	8
Филиппо-вскаяза-лежь	400, 412,414,417,3008,3009,3014,3037	8

Таблица2.2 –РаспределениедействующегофондаскважинзоныУКПГ-3 ОНГКМ по отрабатываемымобъектам

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯСХЕМА

ПодключенияшлейфовкБВНУКПГ-3ОренбургскогоНГКМ

Рисунок2.2 -ТехнологическаясхемаподключенияшлейфовкБВНУКПГ-3



Рисунок2.3–РаспределениескважинУКПГ-3поэксплуатационнымобъектам

---

Приобоснованиитехнологическихрежимовработыэксплуатацион-ных скважин необходимо иметь исходную информацию, в которую входятследующие параметры: коэффициентыфильтрационного сопротивления а иb; пластовое давление; забойное давление при рабочем дебите; потери дав-ленияпостволускважиныпри заданномдебите.

В процессе эксплуатации деформация слабоустойчивых пород приво-дит к разрушению призабойной зоны пласта. При скоростях потока газа, необеспечивающихвыносчастицпородынаповерхность,образуетсяпесча-наяпробка,существенновлияющаянаустановленныйтехнологическийрежим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Высокие проч-ностные свойства газоносныхколлекторовОренбургскогогазоконденсат-ногоместорожденияпозволиливыбратьконструкцииэксплуатационныхскважинсоткрытымзабоем.Приустановленных депрессиях разрушенияпризабойнойзонынепроисходит.

Причинаростадобываемойводывскважинах

На 1.01.2019 на УКПГ-3 количество действующих обводненных сква-жин составило 16, из которых 10 скважин работают с выносом и 6 без выносапластовой воды, среднесуточный дебит воды 150,2 м³/сут. Годовая добычагаза по обводненным скважинам составила 9,15% от годовой добычи газа поУКПГ.

Сначалаэксплуатациидобыто2099,5тыс.м³пластовойводы.

В таблице 2.3 рисунке 2.6 представлена динамика роста воды по зонеУКПГ-3на01.01.2019г.

Согласно одной из причин роста дебита воды в отдельных скважинахУКПГ-3являютсятектоническиенарушения. Из-за большихдепрессийна пластконусподошвеннойводывсебольшеподтягиваетсякзабоюскважин. Все это ведет к образованию целиков защемлѐнного газа пласто-вымиводами избирательного обводнения.Если скважина находится неда-леко от контура пластовой воды, то чрезмерный отбор газа вызывает «языкводы», притягивающийся к скважине. Когда этот язык воды захватит сква-жину,добычагазапрекращается.Приурегулированномотборефронтводы

---

приближалсябы к скважине медленно, не образуя языка.Давлениевдольфронтавыравнивалосьбы,искважиназавремясвоей эксплуатационнойжизни могла бы дать газ с большой площади вокруг скважины, выше и нижепо пласту до первоначального фронта воды. Процент отбора должен бытьтаков, чтобы газ со всей этой большой площади успел поступить в скважину.Если эксплуатируется длинный ряд скважин, вытянутый параллельно фрон-ту воды, все скважины должны эксплуатироваться с одинаковым противо-давлением на пласт, чтобы по мере добычи газа пластовая вода двигалась кскважинам не отдельными языками, а прямолинейным фронтом, параллель-нымсериискважин или ввидедлиннойдугибольшого радиуса.

Припродолжениичрезмерногоотбораязыкиводымогутзахватитьскважины и соединиться. Позади фронта воды в пласте будут захвачены во-дой островки газа или отдельные скопления его. Эти островки газа так иостанутся недобытыми. Местоположение и размеры их останутся неизвест-ными.

Еслигазоносныйпластимеетбольшуюмощностьиоченьслабыйнаклон, пластовая вода может на значительном протяжении по восстаниюслоев заполнять нижнюю часть пласта, а из верхней части скважины можнодолгое время добывать газ. При таких условиях нужно добывать газ также смалымпроцентомотбора.Еслигаздобываетсясчрезмернымпроцентомотбора,получаются «конусы воды». Они захватывают нижние части сква-жин.Притокгазавскважины сначала уменьшается, а затем прекращается.В промежутках между скважинамиосталсягаз,которыйнебудетдобыт.Пока еще в такую скважину, не сполназахваченнуюконусомводы,про-должается приток газа, можно уменьшить процент отбора и увеличить про-тиводавление на пласт. Этим иногда удается осадить конус воды, после чегоприток газа в скважину может увеличиться.Аналогичноможно поступить ис притягиванием языков воды, причем конус воды легче осадить, чем языкводы. Но очень часто операторы, ведущие работы на газовом промысле, неразбираются в этих явлениях и не знают, что скважина захватывается ко-нусомилиязыкомводы.Онидумают,чтовообщепластводоносен,ивода

идетпопластувместесгазом,ичтоусиленныйотборводыпоможетделуи вызовет увеличение притока газа, т. е. делают как раз противоположноетому,что надо делать.Убедившись,что усиленнаяоткачка воды не помог-ла и скважина перестала давать газ, эти операторы успокаиваются

---