З.С. АЛИЕВ, Б.Е. СОМОВ, Д.А. МАРАКОВ
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
В предыдущей публикации были перечислены основания для принятия новых концепций. Рассмотрим возможности осуществления каждого из перечисленных факторов, требующих изменения действующих технико-экономических концепций разработки месторождений природных газов.
Высокая производительность новых типов скважин (горизонтальных и многоствольно-горизонтальных)
Как было отмечено выше, созданные в последние годы возможности бурения гори-
Для полного использования возможности горизонтальной скважины с такими дебитами необходимо изучить величину потерь давления при движении газа по стволу скважины, при этом учесть величину давления требуемую для подачи газа в магистральный газопровод.
Давление на устье газовых скважин зависит от величины пластового и забойного давлений, дебита скважины и её конструкции. При высоком пластовом давлении и сравнительно небольших депрессиях на пласт и выборе необходимой конструкции скважины до определенного этапа разработки залежи устьевое давление не ограничивает производительность
дя из притока газа к горизонтальной скважине, движения газа по стволу и величины устьевого давления.
Заниженное устьевое давление с начала разработки при применении горизонтальных скважин не должно являться фактором для отказа от таких скважин, так как этот фактор может быть устранен путем преждевременного, по сравнению с разработкой месторождения низкодебитными вертикальными скважинами, ввода ДКС.
При этом главным вопросом целесообразности использования горизонтальных скважин должны являться экономические показатели разработки, учитывающие уменьшенное в несколько раз, по срав-
О НЕОБХОДИМОСТИ СОЗДАНИЯ НОВЫХ КОНЦЕПЦИЙ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И МНОГОСТВОЛЬНО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
Продолжение. Начало в №4-2003
зонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин позволяют даже при низкой проницаемости и малой толщине пласта за счет увеличения длины фильтра существенно увеличить продуктивность таких пластов, вскрывая их горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.
Разработанные теоретические основы определения производительности таких скважин, проведенные математические эксперименты на геологических моделях фрагментов, а также реально пробуренные горизонтальные скважины показали, что дебиты таких скважин практически кратно увеличивают продуктивность пластов. Проведенные научные исследования по определению производительности горизонтальных газовых скважин и их оптимальных конструкций показали, что дебиты таких скважин могут быть доведены до 5 млн м3/сут.
горизонтальных скважин. Однако недостаточное устьевое давление для подготовки и транспортировки газа имеет место на всех месторождениях, независимо от начального пластового давления. На различных месторождениях в зависимости от глубины их залегания, дебита скважин и их конструкции период, когда устьевое давление меньше давления магистрального газопровода, наступает либо с начала разработки, либо по истечению определенного периода разработки месторождения.
Низкое устьевое давление для подготовки и транспорта газа при использовании высокодебитных горизонтальных скважин может иметь место на любом месторождении с начала разработки, независимо от величины начального пластового давления. Поэтому при использовании горизонтальных скважин критерии их эффективности должны устанавливаться исхо-
нению с вертикальными, число скважин и соответственно их обвязок, уменьшения эксплуатационных расходов, но в тоже время и дополнительные затраты на ввод и эксплуатацию ДКС практически с начала разработки, а также удорожание связанное с бурением горизонтальной части ствола.
Наличие вблизи проектируемого месторождения ресурсов углеводородов
В ряде случаев по различным причинам годовые отборы газа из месторождения устанавливаются без соответствия его геологическим возможностям и запасам газа залежи. Однако для основного газодобывающего региона, в частности для месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и т.д., геологических причин для ограничения годового отбора практически не было. На этих место-
рождениях число скважин и начальные дебиты были выбраны с большим «коэффициентом резерва». Часто в научных публикациях и действующих проектах недостаточно обоснованно утверждается, что чем меньше величина годового отбора, тем выше коэффициент газоотдачи. Практически ни в одном из проектов крупных газовых месторождений при прогнозе коэффициента газоотдачи не была использована геолого-математическая модель многомерной, многокомпонентной, многофазной нестационарной фильтрации в неоднородной анизотропной пористой среде с учетом капиллярных и гравитационных сил, изменения свойств пористой среды и насыщающих её флюидов от давления и многих других факторов. Поэтому все доводы о коэффициентах газоотдачи с позиции величины годового отбора не обоснованы и носят условный характер.
При наличии в районе расположения проектируемого месторождения ресурсов газа продолжительность разработки должна устанавливаться исключительно возможностями залежи, а не внешними факторами, к которым следует отнести наличие потребителя, транспортных систем и т.д. При этом интенсивность отбора будет зависеть от числа скважин, депрессии на пласт, устьевого давления и конструкции скважин. Так как величина депрессии на пласт по различным причинам не всегда может быть доведена до максимума для получения больших деби-тов, а увеличение числа скважин (в особенности вертикальных) и их обвязка требуют огромных расходов, то интенсивность отбора должна устанавливаться типом,
конструкцией и расположением рекомендуемых скважин, к которым относятся горизонтальные и многоствольно-горизонтальные.
Таким образом, при наличии ресурсов углеводородов следует интенсивность отбора газа устанавливать выбором оптимальных конструкций и расположения горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин. При этом показатели разработки должны быть обоснованы экономическими расчетами рентабельности.
Наличие газотранспортных систем со сравнительно постоянным объемом транспорта в ближайшие 30 лет
Стратегия газовой промышленности на ближайшие 50100 лет предусматривает наращивание годового потребления газа с 560 млрд м3 до <850 млрд м3. Главным источником природного газа при этом будет территория п-ва Ямал и шельфы Карского и Баренцева морей. Суммарные остаточные запасы разрабатываемых и расположенных на п-ве Ямал и шельфах составляют около 60 трлн м3. Это означает, что существующие газотранспортные системы будут задействованы в ближайшие 20-30 лет, наряду с новыми транспортными системами и способами транспортировки газа в 2020-2050 гг. Поэтому вводимые в этом регионе новые месторождения должны быть ориентированы на падающую добычу газа из действующих месторождений и на наличие возможности транспортировки значительного количества газа. Даже отсутствие транспортных систем для проектируемых месторождений при наличии необходимых перспективных ресурсов
газа в регионе не должно являться основанием для ограничения годового отбора. Повышение интенсивности разработки газовых месторождений существенно изменит их экономические показатели. При этом должно быть учтено влияние на экономические показатели продолжительности использования газотранспортных систем каждым месторождением.
Высокая продуктивность сеноманских залежей природного газа
В принципе, для горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин продуктивная характеристика пластов носит второстепенный характер. Высокодебитность горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин обеспечивается за счет их конструкции — длины и диаметра горизонтальной части ствола. Это не означает, что высоко- и низкопродуктивные характеристики вскрываемых залежей не влияют на производительность горизонтальных скважин. В результате точно вычисленной нами производительности горизонтальных скважин установлено, что для получения дебита О = 3000 тыс. м3/сут при АР < 0,5 МПа длина горизонтального ствола при вскрытии сеноманских отложений не превышает 250 м. Это означает, что высокая продуктивность сеноманских залежей обеспечивает минимальные потери давления по длине горизонтального ствола за счет небольшой величины его длины.
При вскрытии средне- и низкопродуктивных пластов длина горизонтальной части ствола колеблется в диапазоне 500 < Ь < 3000 м. Предметом особого изучения являются низкопродуктивные с большой толщиной, или с малой толщиной, но с большой площадью, пласты, вскрытие которых
5/ 2003
13
для получения больших дебитов должно осуществляться многоствольно-горизонтальными скважинами. При вскрытии таких залежей должна быть сопоставлена эффективность применения одного ствола с большой длиной или нескольких стволов с общей длиной, не превышающей длины одного большого горизонтального ствола. Выбор конструкции при этом должен быть осуществлен с учетом потерь давления по длине ствола, сложности бурения одного или нескольких горизонтальных стволов, равномерности дренирования залежи такими скважинами и т.д. Такие скважины являются незаменимыми и для рентабельной разработки многообъектных изолированных друг от друга залежей.
Обоснованность годовых отборов, предопределяющих продолжительность разработки газовых и газоконденсатных месторождений
Выше были приведены годовые отборы газа из разрабатываемых крупных газовых месторождений, освоенных системой вертикальных скважин. Нет достаточных доказательств, которые являлись бы основополагающими факторами при ограничении годового отбора максимально на уровне 5% от начальных запасов газа в период постоянной добычи газа.
Очевидно то, что при возможности установить 5% отбор запасов в годы постоянной добычи газа для поддержания этого уровня, число (вертикальных) скважин к концу периода постоянной добычи газа очень сильно возрастает. Если бы вместо принятого годового
отбора (5%) от запасов газа были бы приняты более высокие проценты, то число скважин возрастало бы еще быстрее. Когда из месторождения практически извлеч
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.