ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ МЕТОДОЛОГИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ

АННОТАЦИЯ

В статье, на основании системного анализа текущего состояния разработки месторождений природного газа, рассмотрены методологические аспекты проектирование и разработки на завершающей стадии.

ABSTRACT

In the article, based on a system analysis of the current state of natural gas field development, the methodological aspects of design and development at the final stage are considered.

Основной объем текущих запасов природного газа в Узбекистане – 70,6 % от общереспубликанских запасов – приходится на охваченные разработкой месторождения с относительно высокой выработанностью (в среднем 65,4 %), т.е. находящихся на завершающей стадии разработки.

В промысловой практике темпы добычи газа на завершающей стадии разработки месторождений обычно обусловлены мощностью установленной компрессорной станции (КС), поскольку бурение эксплуатационных скважин на данной стадии, как правило, не практикуется [1]. Рассматриваемая стадия разработки характеризуется заметным снижением дебитов и выбытием скважин из эксплуатации по различным причинам, что осложняет добычу и, соответственно, выработку остаточных запасов месторождений.

Исходя из вышеизложенного, актуальным становится совершенствование методологических аспектов проектирования разработки месторождений природного газа с поддержанием действующего фонда на завершающей стадии. В этой связи, для продления и повышения эффективности использования фонда малодебитных и восстановления в эксплуатации бездействующих скважин, предлагается применение в них зарезки бокового ствола (ЗБС).

Проектирование разработки газовых месторождений в скважинах с ЗБС является сложной многокритериальной задачей, которая включает в себя выбор скважин-кандидатов на ЗБС, обоснование профиля бокового ствола (БС), длины его горизонтального участка и азимутального направления, оценку дебита скважин с БС, оценку технико-экономического эффекта от мероприятия, с учетом интерференции с соседними газодобывающими скважинами, а также с проектируемыми БС других скважин.

Учет всех перечисленных выше параметров при проектировании доразработки месторождения скважинами с ЗБС можно представить в виде блок-схемы, состоящей из нескольких последовательно выполняемых стадий (рисунок 1). Выделения стадий проектирования обусловлено взаимной связью и значимостью проектных решений, принимаемых на предыдущих этапах проектирования, и возможными решениями на последующих стадиях, для конкретного решения на данной стадии. Например, невозможно обосновать рациональную длину горизонтального участка скважины, если неизвестен азимут ЗБС. В то же время, обоснование азимута невозможно без оценки продуктивности скважины и длины ее горизонтального участка. Это приводит к необходимости принятия определенных допущений и упрощений на каждом этапе проектирования. После определения рационального азимута БС, при условно принятой длине ствола, определяется его рациональная длина. Далее, на основе найденной рациональной длины, обосновывается оптимальный азимут зарезки и продуктивность БС.

Первым этапом проектирования является оценка количества скважин, восстановление продуктивности которых с помощью ЗБС на данном этапе разработки целесообразно. За критерий оптимальности на данном этапе принимаем максимум прибыли от дальнейшей разработки залежи.

На этом этапе предлагается проведение расчетов, по результатам которых можно оценить целесообразность применения БС для конкретных геологопромысловых условий на данной стадии разработки залежи.

Задача заключается в определении количества вертикальных простаивающих скважин, которые следует восстановить посредством ЗБС с горизонтальным окончанием.

Поставленная задача решается с использованием выражения:

где  Т- срок разработки залежи;

Т_в - момент начала эксплуатации восстановленных скважин с БС, принятый за начало отсчета, т.е. T-Т_в - промежуток времени от начала эксплуатации скважин с БС до окончания разработки залежи;

N_БС - количество скважин для ЗБС;

N_д.ф.в - фонд действующих вертикальных скважин;

V_изв - остаточные извлекаемые запасы газа залежи к моменту t_в;

Q_верт – средний дебит вертикальных скважин к моменту t_в;

Q_БС – расчетный средний дебит восстановленных скважин с ЗБС.

Рисунок 1. Блок-схема алгоритма проектирования разработки месторождения скважинами с БС

При этом необходимо соблюдать следующее условие для экономической рентабельности восстановления в эксплуатации простаивающих скважин посредством ЗБС: 

где  С_в – стоимость бурения БС; С_обс - стоимость обслуживания
одной скважины (за год); С_г - стоимость газа; N_п - фонд простаивающих скважин.

На данном этапе, согласно определенному набору геолого-технологических критериев, предварительно отбираются скважины-кандидаты на ЗБС из числа простаивающих и малодебитных.

Алгоритм отбора включает следующие стадии. В первую очередь оценивается техническое состояние скважин-кандидатов. Проводится анализ истории ремонтных работ на скважине, ее текущего состояния и конструкции, осложнений при эксплуатации и ремонте.

Оценка проводиться по следующим параметрам:

• время работы скважины после последнего ремонта до выхода из строя;
• оценка прочности конструкции;
• количество ремонтных работ;
• виды ремонтных работ;
• виды осложнений при эксплуатации и проведения ремонтных работ;
• инклинометрия ствола скважины для исключения пересечения с соседними скважинами;
• возможность проведения других видов ремонтных работ для восстановления продуктивности скважины, и другие.

В отдельных случаях при анализе технического состояния скважины приведенный выше перечень может дополняться.

После обобщения всех оценок, скважине присваивается итоговая оценка, согласно которой выбираются скважины для проведения мероприятия.

При выборе скважин для ЗБС необходимо исходить из оценки текущего состояния её эксплуатационной колонны, качества крепления и фактического пространственного положения ствола скважины. Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста, по данным соответствующих приборов и опрессовки, должны быть технически исправны, а траектории стволов реконструируемых соседних скважин, достаточно достоверными для исключения их пересечений.

Во вторую очередь оценивается состояние остаточных запасов месторождения, согласно данным текущего состояния его разработки. По имеющейся геофизической информации и анализу результатов исследований добывающих и контрольных скважин оценивается текущее состояние запасов газа на участках предполагаемого БС. По результатам анализа устанавливаются:

• механизм выработки запасов газа, распределение текущей газонасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи, коэффициенты пористости, глинистости, песчанистости, неоднородности геологического разреза в скважинах и межскважинном пространстве;
• накопленные отборы газа, конденсата и воды;
• текущее положение контактов.

Варианты проводки боковых стволов в сторону расширения внешнего контура газоносности, на неизученных бурением площадях, в зонах возможного выклинивания (замещения) коллекторов рассматриваются как опытно-промышленные работы (ОПР).

В третью очередь оценивается состояние дренируемой зоны залежи. Анализируется гидродинамическая связь между отдельными участками газовой залежи, текущая плотность сетки действующих скважин, фактическое и прогнозируемое падение пластового давления в зоне намеченной скважины, зависимость динамики пластового давления от отбора газа на рассматриваемом участке залежи и другие параметры. Ниже представляются показатели технологического характера:

• фактические коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважины-кандидата;
• результаты специальных исследований на вынос механических примесей, гидрохимического контроля и промыслово-геофизических исследований;
• текущие параметры режима работы и техническое состояние соседних скважин;
• причины остановки скважины-кандидата;
• средний дебит, с которым она работала перед остановкой;
• обводненность продукции скважины;
• объем добытого газа из скважины-кандидата и другие показатели.

К перечисленным выше показателям можно добавить прогнозируемый дебит скважины с БС, который определяется по результатам газогидродинамических исследований вертикальных скважин-кандидатов на стационарных режимах фильтрации до проведения ЗБС.

В четвертую очередь оценивается эффект от мероприятия на основе цифровой объемной гидродинамической модели месторождения. Последовательно для каждой из рассматриваемых скважин-кандидатов, без каких-либо изменений в параметрах технологического режима действующего фонда, проводятся прогнозные расчеты на этой модели. В результате моделирования представляется возможность оценки следующих показателей:

• прирост годовой добычи и накопленного отбора газа;
• величина начального дебита газа при заданных ограничениях (по длине);
• величина остаточных запасов газа рассматриваемой зоны залежи;
• величина слабодренируемых запасов газа, расположенных в радиусе влияния предполагаемого БС.

В последнюю очередь выполняется оценка экономической эффективности проведения ГТМ. Основываясь на полученных результатах цифрового гидродинамического моделирования, с учетом промысловой практики проведения подобных работ в аналогичных геолого-промысловых условиях, а также опыта проведения подобных работ на самом рассматриваемом месторождении, определяется экономический эффект мероприятия.

Нахождение рационального азимута ЗБС обуславливает вовлечение в разработку запасов слабодренируемых и защемленных объемов газа периферийных участков залежи, повышение эффективности их извлечения, за счет восстановления продуктивности обводненных и простаивающих скважин.

Авторы [2-8] и другие исследователи рассматривали проблемы по строительству скважин и ЗБС. Большое количество работ посвящено изучению ЗБС, применению различных техники и технологии для разработки нефтяных месторождений.

В работе [9] отмечено, что зарезка бокового ствола (БС) позволила за весь период эксплуатации нефтяного месторождения дополнительно добыть более 13,8 млн.т нефти, или 12,5 тыс.т на один боковой ствол.

В работе [10] автор, рассматривая задачу выбора скважин-кандидатов для зарезки БС, дает следующие рекомендации:

• место зарезки выбирается в интервалах, где отсутствуют нефтегазоносные горизонты;
• в интервале забуривания не должно быть заколонных перетоков;
• в интервале забуривания и между точками забуривания не должно быть нарушений целостности эксплуатационной колонны;
• место зарезки БС нужно выбирать в устойчивых отложениях, где отсутствуют поглощения, с целю обеспечения качественного крепления в интервале стыковки колонн;
• расстояние между точками входа в БС, в случае многоствольных зарезок, должно быть не менее 30 м.

Однако, не существует единого метода и критериев оценки целесообразности ЗБС для разработки газоконденсатных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Во всех вышеперечисленных работах отсутствует методология обоснованного выбора азимута направления БС, позволяющего повысить эффективность добычи УВ на поздней стадии разработки месторождений природного газа с применением ЗБС в простаивающих и низкодебитных скважинах.

В настоящей работе предлагается методологический подход к обоснованию азимута проектируемого БС, при зарезке бокового ствола в вертикальной скважине, базирующийся на геолого-гидродинамической модели месторождения с использованием функции линии тока.

В нашем случае геолого-гидродинамическая модель является цифровой  моделью месторождения, позволяющей моделировать многомерную трехфазную фильтрацию пластовых флюидов [11] с использованием функции линии тока на гидродинамическом симуляторе месторождения углеводородов. Данная функция моделирования линий тока определяет направление доминирующего потока в условиях сложной геологии и визуализирует поведение потока флюида, что дает лучшее представление о месторождении. Полученная информация может быть использована для обоснования азимута бокового ствола, сокращая количество возможных вариантов расчетов в случае использования карт изобар и остаточных запасов.

Линия тока – это семейство кривых, которые мгновенно приспосабливаются к вектору скорости потока. Они показывают направление, в котором флюид будет перемещаться в любой момент времени. Различные линии токов в один и тот же момент времени в потоке не пересекаются, так как частица флюида не может иметь две разные скорости в одной и той же точке. Если линия, кривая или замкнутая кривая, используется в качестве начальной точки для непрерывного набора потоковых линий, то в результате получается поверхность потока. В случае замкнутой кривой в непрерывном потоке, находящийся внутри поверхности потока флюид должен всегда оставаться в пределах этой же поверхности потока, так как линии тока являются касательными к скорости потока. Скалярная функция линии контура, которой определяют линии потока, известна как функция тока. Линия тока определяется по следующей формуле:

где: “×” обозначает векторное перекрестное произведение, а  - параметрическое представление только одного потока в один момент времени. Если скорость компонентов равно , то линия тока   определяется по формуле:

и показывает, что кривые параллельны вектору скорости. Здесь s - переменная, которая характеризует кривую . Линии тока вычисляются мгновенно, то есть одновременно они вычисляются по всему флюиду из поля мгновенных скоростей потока.

Следует отметить, что плотное размещение добывающих скважин обуславливает их заметную интерференцию как в пласте, так и в наземной системе сбора добываемой продукции.

Особенно важно учитывать данный факт при выборе азимута для ЗБС, так как технологические и, соответственно, технико-экономические показатели эффективности мероприятия для различных азимутов БС могут отличаться в разы.

С использованием функции Streamline в симуляторе Petrel компании Schlumberger в геолого-гидродинамической модели (ГДМ) можно визуально наблюдать линии тока (рисунок 2), которые представляют структуру потока флюида к скважинам. Анализ этого движения флюидов позволяет обоснованно выбрать наиболее эффективный азимут ЗБС скважин-кандидатов (скв. 40, 51, 82, рисунок 3), что нашло использование при проектировании доразработки газоконденсатных месторождений Уртабулак, Денгизкуль, Южный Кемачи, Алан и др.[1].

Рисунок 2. Структура потока флюида к скважинам в ГДМ месторождения Уртабулак согласно функции Streamline

Рисунок 3. Результаты выбора эффективного азимута бокового ствола скважин 40, 51, 82 ГКМ Уртабулак

Выводы

• Рассмотренные в настоящей работе предложения, являются новым научным подходом в методологии проектирования разработки длительно эксплуатируемых месторождений природного газа на завершающей стадии, который обуславливает доразработку с максимальной технико-экономической эффективностью извлечения их остаточных запасов УВ.
• Предложены решения по поддержанию стабильности действующего фонда скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа.
• Для повышения эффективности и долгосрочности использования эксплуатационных скважин предлагается технология забуривания бокового ствола (ЗБС) в простаивающих и малодебитных скважинах.
• Даны методологические решения по обоснованию оптимальных параметров бокового ствола (длина, азимут, местоположение).

Список литературы:

1. Назаров У.С., Шевцов В.М. «Перспективы разработки длительно эксплуатируемых газоконденсатных месторождений. Узбекский журнал нефти и газа. Ташкент, 2021г. вып. 2, с. 59-67
2. Скворцов В.В. Математический эксперимент в теории разработки нефтяных месторождений. - М.: Наука, 1970. - 224 с.
3. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. - М.: Недра, 1985. - 288 с.
4. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. -С. 54-57.
5. Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах. - М.: Недра, 1986. - C.145-151
6. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефти при фильтрации через породы. -М.: Недра, 1983. - С. 138-167.
7. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. -М., Недра, 1976. - С. 110-120.
8. Николаев В.А. Научно- методические основы повышения компонентоотдачи при разработке нефтегазоконденсатных залежей с воздействием на пласт. Автореферат дисс. докт.техн.наук. - М., ВНИИГАЗ, 1990. - С. 23-24.
9. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей" газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1974. - С. 77-86.
10. Гуревич Г.Р. Разработка газоконденсатного месторождения с закачкой в пласт азота. Экспресс- инф. Сер". Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986, вып.23. -С. 13-15.
11. Садуллаев С.А., Курбанов Н.Х., Шевцов В.М. и др. математическое моделирование и численные методы решения задач многомерной трехфазной фильтрации. Совместный выпуск 2009 г. Узбекского журнала «Проблемы информатики и энергетики», сборника научных трудов «Вопросы вычислительной и прикладной математики», по материалам Республиканской научно- технической конференции «Моделирование и управление в реальном секторе экополитики». АНРУз, НИИ «Алгоритм-инжинеринг», институт математики и информационных технологий. Ташкент, 2009г. с.167‑171.