Особенности эксплуатации скважин Марковского газоконденсатного месторождения

1.

Выпускная квалификационная работа
на тему:
«Особенности эксплуатации скважин Марковского
газоконденсатного месторождения»
Выполнил студент:
Соловьёв Степан Владимирович
группа 16-ЗНБс-НД1
Руководитель ВКР:
ст.преп. Лешкович Н.М.

2.

Актуальность исследования. Цели и задачи работы
Объектом исследования являются скважины
Марковского газоконденсатного месторождения.
Цель работы:
- проанализировать оборудование скважин Марковского
газоконденсатного месторождения;
- изучить состояние эксплуатационного фонда и
особенности эксплуатации скважин на примере скважин №
42, 43, 44, 46, 56,
- предложить мероприятия по повышению эффективности
эксплуатации действующего фонда скважин Марковского
газоконденсатного месторождения.
Актуальность исследования заключается в предложении
технико-технологических решений проблем эксплуатации
скважин Марковского месторождения
Наземное оборудование скважины № 42 Марковского
газоконденсатного месторождения

3.

Общие сведения о месторождении
Обзорная карта района работ
Марковское газоконденсатное месторождение
расположено в северо-западной части Ростовской
области.
Месторождение
введено
в
опытнопромышленную эксплуатацию
5 декабря 1989 г.
В разрезе Марковской площади выявлено 39
продуктивных пластов.

4.

Газоносность месторождения
1. Газоносными на месторождении являются отложения подольского,
каширского, верейского горизонтов московского яруса, мелекесского и
черемшанского горизонтов башкирского яруса.
2. В разрезе мелекесского и черемшанского горизонтов
выделено 13
продуктивных пластов: черемшанские - XV, XII, XI, X, IX, VII, VII1, VI, V, IV, III
и мелекесские - III и II.
3. Обоснование ГВК проводилось по данным испытания скважин и
результатам интерпретации материалов ГИС.
Сведения о принятых отметках ГВК для выбранных залежей черемшанского и
мелекесского горизонтов
Пласт, поле
Категория запасов
Отметка ГВК, м
XI черемшанский
С1
-1512
III мелекесский
С1
-1188

5.

Общий фонд скважин Марковского газоконденсатного
месторождения
Тип скважины
Количество, шт
Добывающие
43
Действующие
41
Нагнетательные
2
Установка БАС - 60/80

6.

Технико-эксплуатационные характеристики скважины №42
Рабочие параметры скважины № 42
Параметр
Ртр
Рзат
Рм/к
Рпл
Тпл
Горизонт
Дебит газа
Дебит конденсата
Дебит воды
Вынос песка
Искусственный забой
Текущий забой
Максимальная кривизна
Превышение стола ротора
Состояние забоя
Ожидаемое пластовое
давление и температура
Значение,
единица измерения
- 0 МПа
- 0 МПа
- 0,0 МПа
- 2,8 МПа
- н/д °С
- Мелекесский
- 0 тыс.м3/сут
- 0 т/сут
- н/д м3/сут
- дм3/сут
- 1207 м (цем. мост)
- 23 м
- 1,30
- над срезом э/к – 3,9 м;
- над уровнем земли – 35,5 м
- н/д
Диамет
р
колонн
ы
мм
Толщина
стенки, марка
стали
Интервал спуска
колонны,
м
Подъём
цемента за
колонной,
м
Направление
426
12 Д
0 - 31
До устья
Кондуктор
324
11 Д
0 - 220
До устья
245
10 М
0 - 700
До устья
168
140
12,1 Е;
9,2 Д
0-11,02;
11,02 – 1257,44
До устья
Колонна
- Рпл = 2,8 МПа, Тпл = н/д °С
Сведения о конструкции скважины № 42
Техническая
колонна
Эксплуатационная
колонна
Давлени
е
опрессов
ки,
МПа
(кгс/см2)
11,8
(120)
14,5
(148)
14,5
(148)

7.

Технико-эксплуатационные характеристики скважины №42
Данные о перфорации скважины №42 Марковского
месторождения
Интервал
перфорации, м
Плотность
Тип
перфорац
перфораци
ии,
и
отв./м.
Горизонт, ярус,
подъярус
верх
низ
1201
1216
ПКС-80
18,6
Мелекесский
1201
1207
КПРУ-65
7
Мелекесский
Характеристика внутрискважинного
оборудования скважины №42
Параметр
Значение
Единица
измерения
Диаметр НКТ
60,3
мм
Глубина спуска НКТ
1195
м
Количество НКТ
125
шт
Группа прочности,
толщина стенки НКТ
н/д×5
Пласт

8.

Сведения о ранее проведённых ремонтах и промысловых и
геофизических исследованиях скважины №42 Марковского
газоконденсатного месторождения
Цель ремонта скважины № 42 заключалась в:
Дата проведения ремонта
Вид ремонта
Результат
Произведена изоляция пластовой воды,
07.11.1997 г. -25.01.1998 г.
ИПВ
изоляция
межколонного
перетока,
с
получением притока газа до 30 тыс.м3/сут
Произведена изоляция пластовой воды,
07.11.1997 г. - 25.01.1998 г.
ИПВ
изоляция
межколонного
перетока,
с
1. Ревизии НКТ;
2. Нормализации забоя;
3. Геофизические исследование на остаточном
газонасыщенности
4. Геофизического исследования технического состояния
эксплуатационной колонны (выявления мест
негерметичности обсадной колонны, в том числе
сквозных проржавлений);
5. Дополнительная перфорация.
получением притока газа до 30 тыс.м3/сут
26.11.1997 г.
Определение
По результатам ГИС установлен интервал
текущего
насыщения обводнения пласта
Остановка прибора на глубине 23м, в связи
2017 г.
ГДИ
нарушением целостности колонны из-за
проржавления
Проводимые виды работ заключались в:
•промывке скважины солевым раствором;
•подъёме НКТ с проверкой на целостность;
•нормализации забоя до глубины 1257м;
•геофизических исследованиях на проверку остаточной
газонасыщенности ;
•анализе технического состояния эксплуатационной
колонны;
•гидроиспытании скважины.

9.

Контроль технического состояния крепи нефтяных и
газовых скважин
Проблемы эксплуатации скважин Марковского
газоконденсатного месторождения заключаются в :
Контроль технического состояния обсадных колонн и
цементного камня в нефтегазовой отрасли России
регламентируется следующими нормативно-техническими
документами :
РД-51-1-93
«Типовые
и
обязательные
комплексы
геофизических исследований скважин», М., 1993 г. (пункты
4.2.6,4.2.8, 4.2.9, 4.4.10, 4.5.2, 4.5.13-4.5.15, 5.1-5.8.6);
«Методическими указаниями по оценке герметичности
скважин ПХГ, имеющих межколонные давления», М., 1997 г. (пункты
6.-6.5);
«Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных
и газовых скважинах», М., 1999 г. (пункты 7.4; 9.1; 9,4; 10.3; 14,3;
14.7; 15,3; 16.1-16.5; 17.9; 18.1; 18.8.);
«Инструкцией по переаттестации скважин на подземных
хранилищах газа (ПХГ) с целью определения их возможной
эксплуатации», ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь, 2001 г.;
РД 153-39.0-072-01 - «Технической инструкцией по
проведению геофизических исследований и работ приборами на
кабеле в нефтяных и газовых скважинах», М., 2002 г;
РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапностъ
выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических
исследований
нефтяных
и
нефтегазовых
месторождений»
(М., Минэнерго РФ, 2002 г.) и другими документами.

10.

Технико-технологические
решения
проблем
эксплуатации скважин Марковского газоконденсатного
месторождения
Проблема
Решение
1. Обнаружение негерметичных
муфтовых Применение инновационного высокочувствительного
соединений, сквозных «проржавлений» и других малоинерционного
темометра
ВМСТ-1
вместо
повреждений обсадных колонн
стандартного ТР-7
2. Обнаружение дефектов эксплуатационных Использование
многорычажной
трубной
колонн и цементного камня
профилеметрии вместо метода электромагнитной
дефектоскопии, который в условиях горизонтальных
участков скважин Марковского месторождения имеет
ограничения по точности измеряемых остаточных
толщин и выявляемых дефектов, а об изменении
геометрических
размеров колонн этот метод
информации вообще не несет.
3. Ликвидация межпластовых перетоков флюидов Применение
нового
ремонтного
состава
на
за обсадными колоннами
углеводородной основе
(патент на изобретение № 2527443,
кл. Е21
В 33/138, C09K 8/50), в котором дополнительно
введена кальцинированная сода и портландцемент.

11.

Благодарю за внимание!