МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УСТЮРТСКОГО РЕГИОНА

АННОТАЦИЯ

В работе рассматривается проблемы добычи газа и конденсата из многопластового месторождения. На примере месторождения Устьюрсткого региона рассмотрены несколько вариантов разработки, проанализированы преимущества и недостатки каждого метода разработки.

ABSTRACT

The paper considers the problems of gas and condensate production from a multilayer field. Several development options are considered on the example of the Ustyurskoye field, the advantages and disadvantages of each method of development are analyzed.

Ключевые слова: Газоконденсатный коллектор, мобильная компрессорная установка, щтуцирование, система разработки, совместная разработка, раздельная разработка.

Keywords: Gas-condensate reservoir, mobile compressor station, scratching, development system, joint development, separate development.

Газоконденсатные месторождения Устюртского региона в основном многопластовые. Обычно системы разработки таких месторождений могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют гидростатическому давлению. Ко второму виду относятся месторождения, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае единая залежь разделена, по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными [1].

Разрабатывать многопластовые месторождения можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто используют пакерную эксплуатацию. В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта в затрубное пространство.

Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными системами, которые реализуется следующим образом [2]:

1. Вначале разрабатывают верхние горизонты, а в последующем более глубокие. Эту систему разработки сверху-вниз, применяют в случае, когда запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительными капиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи от них ожидается незначительный.

При этом, следует рассматривать возможность использования эксплуатационных скважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.

2. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Эту систему, осуществляемую снизу-вверх, применяют обычно для первого вида многопластовых месторождений, т.е. когда запасы газа в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних горизонтов, а давление в верхних горизонтах недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителям. Кроме того, эту систему разработки можно применять для понижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верхнего на вес столба газа, т.е. когда месторождение первого вида следует превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхние и нижние горизонты, исключая, при этом, переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие.

3. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов может быть осуществлена как раздельная эксплуатация скважинами каждого горизонта в отдельности, так и совместной их эксплуатацией с применением пакера в одной скважине с применением мобильной компрессорной установки (МКУ). Эта система позволяет получить требуемое количество газа наименьшим числом скважин.

4. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважинами каждого горизонта, так и совместной пакерной эксплуатацией одной скважиной. Эта система позволяет получить необходимое количество газа наименьшим числом скважин.

Разработка скважинами всех горизонтов наиболее удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применять в случае, когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, что не приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.

При отсутствии изложенных условий такая эксплуатация ряда горизонтов одной скважиной может оказаться невыгодной.

Например, в верхнем пласте высокие дебиты достигаются при высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях. Одновременная эксплуатация этих двух пластов одной скважиной осложняются этим, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта и, следовательно, не будет эффекта от эксплуатации их одной скважиной.

При эксплуатации одной скважиной одновременно нескольких горизонтов месторождений первого вида, когда давления отличаются между собой на гидростатическое давление, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов одной скважиной, с целью получения наибольшего дебита, следует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.

Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов по отдельным горизонтам, а также состав газа. Если в одних пластах в газе содержится сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижнее значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут различными.

Выбор системы разработки определяется, исходя из технико-экономических показателей, с учетом потребности в газе данного района.

Рассмотрим следующие методы разработки на примере многопластового газоконденсатного месторождения Устюртского региона учитывая, что состав газа во всех горизонтах одинаковый, месторождение разрабатывается 5 скважинами.

1. Метод – 1. Каждый горизонт разрабатывается отдельно своей сеткой скважины. Надземная инфраструктура, соответственно, для каждого горизонта отдельная.
2. Метод – 2. Совместная разработка снизу-верх. Первым разрабатывается горизонт с более высоким пластовым давлением относительно других горизонтов. В нашем примере это самый нижний горизонт. Верхние горизонты вводятся в разработку, когда пластовое давление разрабатываемого/ых горизонта/ов сравняется с пластовым давлением вводимого горизонта. Надземная инфраструктура единая.
3. Метод – 3. Совместная разработка снизу-верх с применением пакера и щтуцирования. Через лифтовые трубы разрабатывается самый нижней горизонт с предельно допустимой депрессией. По затрубному пространству разрабатываются верхние горизонты, при условииравенство устьевого давления лифтовой трубе и давления в затрубном пространстве. Надземная инфраструктура единая.
4. Метод – 4. Совместная разработка снизу-верх с применением пакера и МКУ. По лифтовым трубам эксплуатируется самый нижней горизонт с предельно допустимой депрессией. По затрубному пространству разрабатываются верхные горизонты с предельно допустимой депрессией. Чтобы избежать строительства новой инфраструктуры с низким устьевым давлением необходимо установить МКУ. Надземная инфраструктура единая.

Согласно вышеперечисленным методам были проведены расчеты и получены следующие результаты:

Метод – 1. Максимальный годовой отбор по скважинам составляет 101,0 млн.м³ газа. В течение 15 лет из всех горизонтов месторождения добывается 1 367,1 млн.м³ природного газа [3,4].

Недостатком данного метода является низкий годовой отбор газа, незначительный охват дренированием разрабатываемого горизонта из-за малого числа эксплуатационных скважин, необходимость строительства дополнительной надземной инфраструктуры для подготовки и транспортировки газа. 

Метод – 2. Максимальный годовой отбор составляет 125,2 млн.м³ газа. В течение всего рассмотренного периода суммарный отбор газа из месторождения составит 1 444,3 млн.м³ [3,4]. Преимуществом данного метода в отсутствии необходимости строить дополнительные коллекторы, шлейфы и сепараторы при постепенном вводе горизонтов в разработку. Недостатком является необходимость снижении депрессии по всем горизонтам после ввода в разработку нового горизонта с низкой допустимой депрессией, во избежание разрушения его призабойной зоны, что обуславливает снижение отборов из ранее разрабатываемых горизонтов.

Метод – 3. Максимальный годовой отбор из месторожденя составляет 186,0 млн.м³. За рассмотренный период суммарная добыча газа составляет 2 387,0 млн.м³_. Преимуществом данного метода является, как метода – 2, нет необходимости строительства дополнительной надземной инфраструктуры для низконапорного газа. Недостатком является необходимость отбирать газ из верхних горизонтов, где начальное пластовое давление ниже относительно низлежащих горизонтов, для соблюдения равенства устьевых давлений в лифтовых трубах и в затрубном пространстве.

Метод – 4. Максимальный годовой отбор газа составляет 213,7 млн.м³, суммарный отбор газа к концу рассматриваемого периода составляет 2 460,4 млн.м³ [3,4]. Преимуществом данного метода, относительно всех выше перечисленных методов, является максимальный годовой отбор газа при предельно максимальных допустимых значениях каждого горизонта. Недостаток данного метода в необходимости строительства мобильных компрессорных установок (МКУ), для поддержания в системе транспортировки газа высоких давлений, что является в исключительных случаях экономически невыгодным.

Таблица 1.

Результаты расчетов

Рисунок 1. Динамика отбора газа по годам

Выводы

1. В рассмотренной работе аналиризуется проблемы добычи газа и конденсата из сложнопостроенного многопластового месторождения. В качестве примера расчитаны несколько вариантов разработки месторождения Устюртского региона и проанализированы преимущества и недостатки каждого из методов разработки.
2. В работе показано, как четыре метода разработки сложно построенного многопластового месторождения, различающиеся системой и необходимостью модернизации наземной инфрастуктуры или её отсуствием, а так же рентабельностью реализации мероприятий, направленных на добычу газа и конденсата.
3. Самыми рентабельными, с точки зрения добычи газа, являются методы 3 и 4. Метод 3 основан на совместной разработке месторождения снизу-верх и осуществляется с применением пакера и щтуцирования. Через лифтовые трубы разрабатывается самый нижный горизонт на предельно допустимой депрессии. Через затрубное пространство разрабатываются верхные горизонты, при условии равенство устьевого давления в лифтовой трубе и устьевого давления в затрубном пространстве. Надземная инфраструктура единая. Метод 4 основан на совместной разработке месторождения снизу-верх с применением пакера и МКУ. По лифтовым трубам эксплуатируется самый нижный горизонт с предельно допустимой депрессией. По затрубному пространству разрабатываются верхные горизонты с предельно допустимой депрессией. Чтобы избежать строительства новой инфртаструктуры с низким устьевым давлением необходимо установить МКУ. Надземная инфраструктура единая.

Список литературы:

1. Выбор системы разработки многопластовых месторождений. Нефтегазовое дело. 1983 г. Выпуск 10.
2. http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/736-osobennosti-razrabotki-i-jekspluatacii
3. Методическое руководство по подсчету запасов газа методом материального баланса. фонды ВНИПИГазДобыча, Саратов, 1979 г.
4. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1989 г.