Совершенствование научно-методических подходов к проектированию разработки месторождений природного газа в условиях арктического шельфа

Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследований. Показаны научная новизна, практическая значимость и основные защищаемые положения.
В первой главе диссертационной работы представлен обзор и анализ геолого- геофизических характеристик, технико-технологических решений по разработке и обустройству, а также экономических показателей освоения месторождений арктического шельфа на примере месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, расположенных в акватории Обской губы Карского моря и намечаемых к вводу в разработку в ближайшей перспективе.
Анализ технико-технологических решений и показателей по разработке вышеуказанных месторождений с учетом результатов исследований в данной области позволил установить следующее.
Методическая основа, используемая для обоснования необходимости размещения дополнительных гидротехнических сооружений на газоносной площади, имеет существенные недостатки. Существующая методика обоснования количества кустов скважин заключается в сравнении результатов расчетов многочисленных вариантов с различной степенью охвата залежи добывающими скважинами. Оценка технологических показателей по каждому варианту разработки производится с применением программного комплекса для гидродинамического

моделирования пластовых систем и скважин, требующего большого количества исходных данных, в том числе, касающихся схемы расстановки забоев, и значительных затрат времени для проведения расчетов. На основе технико-экономического анализа полученных результатов обосновывается выбор рекомендуемого варианта разработки, отличающийся наиболее высокими показателями экономической эффективности.
При такой концепции проектирования качество проектирования в значительной мере зависит от того, насколько обоснованы варианты, из которых выбирается наиболее предпочтительный вариант. Существует значительный риск выбора «лучшего варианта из худших».
Отмеченные недостатки методики вызывают необходимость совершенствования методов обоснования степени охвата сеноманской газовой залежи проектным фондом скважин, позволяющих определить радиус батареи полого-направленных скважин, пробуренных с одного гидротехнического сооружения и оценить целесообразность размещения на газоносной площади дополнительных кустов скважин.
Для определения длины горизонтального участка скважины, вскрывающей продуктивный интервал, а также для обоснования добычных возможностей в проектах разработки применялась методика определения потенциальной продуктивности эксплуатационных скважин, основанная на широко известной формуле притока газа к горизонтальной скважине Джоши. В соответствии с данной методикой производится расчет ряда вариантов длин горизонтального ствола скважины в продуктивном интервале. Выбор наиболее рационального варианта основывается на соотношении прироста дебита газа к увеличению длины горизонтального ствола.
Недостатком применения анализируемой методики является следующее. Во-первых, при расчете проектного дебита газа для определенной длины горизонтального участка ствола не учитываются гидродинамические особенности течения газа в трубе. Во-вторых, продуктивность вскрываемого интервала характеризуется средним по интервалу значением коэффициента проницаемости. В таком случае при расчете предполагается, что геологическая неоднородность окружающей ствол породы отсутствует, каждый участок горизонтального ствола не имеет отличий по продуктивности, а приток газа распределяется по стволу равномерно. В-третьих, представленной методикой не предусмотрено влияние положения башмака насосно- компрессорных труб (НКТ) относительно кровли продуктивного пласта на проектный дебит скважины.
Для учета геологической неоднородности продуктивного интервала при обосновании продуктивности и детального описания характера притока газа к горизонтальному стволу скважины используют встроенную в некоторые гидродинамические симуляторы опцию многосегментной скважины. В таком случае скважина моделируется ячейками, которые она пересекает в фильтрационной модели. В процессе расчетов учитываются особенности течения газожидкостной смеси в горизонтальном стволе, а также положение башмака НКТ.
Однако для проведения расчетов с использованием специализированного программного обеспечения требуется объем исходных данных, который часто не может быть представлен проектировщику.
В связи с этим, возникает необходимость пересмотра применяемого подхода и разработки нового метода обоснования длины горизонтального участка ствола и глубины спуска НКТ в интервале вскрытия и обоснования проектного дебита скважины, позволяющие избежать выявленные недостатки.
Анализ представленных технологических показателей взаимосвязанной системы разработки и обустройства позволил выявить недостатки в методических основах проектирования добычного комплекса, не учитывающих следующие особенности освоения морского месторождения.
Для условий освоения морского месторождения необходимость проектирования процессов добычи, подготовки и транспортировки как единого комплекса является ключевым вопросом. По всей видимости, авторами применяемой в проектах разработки морских месторождений методологии, данное обстоятельство не было учтено в достаточной степени.
Об этом свидетельствует отсутствие взаимосвязи технико-технологических решений в области разработки и обустройства, т.е. проектирование процессов извлечения и подготовки продукции осуществлялось не в едином информационном поле, а последовательно и совершенно отдельно. При этом технологические показатели не были подвержены процедуре согласования.
Таким образом, в первой главе диссертационной работы выделены результаты анализа методологических основ проектирования освоения морского месторождения, позволившие наметить следующие направления исследования.
Во-первых, учитывая отсутствие опыта освоения сеноманских залежей морских месторождений, необходимо провести анализ геолого-геофизической характеристики и истории разработки сухопутных месторождений-аналогов для более полного понимания и уточнения особенностей геологического строения и условий разработки.
Во-вторых, учитывая выявленные недостатки в методологических основах проектирования освоения морского месторождения, необходимо разработать новые методы обоснования технологических параметров отдельных элементов системы разработки.
В-третьих, учитывая особенности освоения морских месторождений, необходимо пересмотреть подходы, применяемые при проектировании освоения сухопутных месторождений, и разработать методику согласования технико-технологических решений, учитывающих взаимосвязь элементов системы разработки и обустройства.
Во второй главе представлены результаты исследования геологических особенностей и опыта разработки сеноманских залежей сухопутных месторождений-аналогов.
Основными критериями выбора месторождений-аналогов являлись единый с месторождениями Каменномысское-море и Северо-Каменномысское район расположения месторождения, схожие природно-климатические условия, геолого-географическая характеристика и наличие истории разработки залежей сеноманского яруса.
Таким образом, в группу месторождений-аналогов вошли такие сухопутные месторождения, как Медвежье ГКМ, Ямбургское ГКМ, Заполярное НГКМ, Юбилейное ГКМ и Ямсовейское ГКМ.
Исследование геологии сеноманских залежей позволило обобщить представление о их строении, продуктивности и фильтрационно-емкостных свойствах (таблица 1).
Таблица 1 – Фильтрационно-емкостные свойства сеноманских залежей
Месторождение
Медвежье Заполярное Юбилейное Ямсовейское
Каменномысское-море Северо-Каменномысское
Порис- Проницае- Газонасыщен- тость, % мость, мД ность, д.ед.
Сухопутные месторождения-аналоги 30,7 629 0,68 30,6 1253 0,70 30,2 514 0,72 30,9 301 0,64
Морские месторождения 31,8 519 0,721 33,3 510 0,75
Песчанис- тость, д.ед.
0,70 0,72 0,80 0,67
0,69 0,66
Расчленен- ность, ед.
1,16-7,57 –
23
– –
Исследование технико-технологических решений по разработке сеноманских залежей газа сухопутных месторождений позволило обобщить представление о применяемых конструкциях эксплуатационных скважин, производительности и плотности их размещения. Выявлены особенности схем размещения скважин по газоносной площади, заключающиеся в кустовом способе, проанализирована плотность сеток эксплуатационных скважин (таблица 2).
Эксплуатация месторождений ведется с применением как вертикальных добывающих скважин скважинами, так и скважин с отходом забоя от устья до 1000 м (Юбилейное ГМ). Конструкция скважин аналогична для представленной группы месторождений. В качестве лифтовых колонн используются насосно-компрессорные трубы диаметром 114 и 168 мм.
Таблица 2 – Плотность размещения скважин и удельные запасы на скважину
Месторождение
Размеры, ДхШ, км
Площадь, км2
Количество скважин, ед.
Плотность скважин,
ед./1000км2
Удельные запасы,
млрд м3/скв.
Медвежье Юбилейное Заполярное Ямсовейское Ямбургское
120х25 3000 386 13 5,70 37х15 555 101 18 4,48 50х30 1500 294 20 8,84 60х16 960 104 11 5,31
170х50 8500 780 9 7,32
Максимальные дебиты эксплуатационных скважин, полученные в первые годы разработки на месторождениях-гигантах Медвежье и Ямбургское, составили 1500 и 1700 тыс. м3/сут соответственно (таблица 3), средние дебиты в первые годы значительно превышали отметку в 1000 тыс. м3/сут. Максимальные дебиты эксплуатационных скважин Юбилейного и Ямсовейского месторождений составляют порядка 950 тыс. м3/сут и 800 тыс. м3/сут, соответственно.
Таблица 3 – Производительность сеноманских скважин в первые годы разработки Месторождение
Годы разработк и
Ямбургское Юбилейное Ямсовейское
Медвежье
н.д. 1700 н.д. 1600 н.д. 1595 н.д. 1462 н.д. 1392
Депрес- сия, МПа
Дебит, тыс. м3/сут
Депрес- сия, МПа
Дебит, тыс.
м3/сут
Депрес -сия, МПа
Дебит, тыс.
м3/сут
Депрес -сия, МПа
Дебит, тыс.
м3/сут
1 н.д.
2 н.д.
3 н.д.
4 н.д.
5 н.д.
1360 0,09 1503 0,07 1322 0,14 1192 0,14 1180 0,08
941 0,14 842 964 0,17 832 993 0,13 742 908 0,14 692 934 0,11 589
Таким образом, во второй главе диссертационной работы выделены результаты исследования накопленного опыта разработки сеноманских залежей сухопутных месторождений-аналогов, которые будут способствовать повышению обоснованности разрабатываемых технико-технологических решений при проектировании освоения морских месторождений со схожими геолого-геофизическими характеристиками.
Достаточно большой диапазон проектных и фактических показателей отмечается в первые годы разработки месторождений, когда залежи характеризуются слабой изученностью. В последующие годы, после корректировок показателей разработки, погрешность значительно уменьшается и составляет ±10%, что свидетельствует о наличии возможности достаточно достоверного прогноза.
Полученные схожие зависимости объема внедрившейся воды в сеноманскую залежь к объему добытого газа по месторождениям-аналогам могут являться контрольными при обосновании механизма обводнения для менее изученных морских месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское.
Исследование опыта разработки сухопутных месторождений-аналогов Юбилейное и Ямсовейское позволило оценить добычные возможности эксплуатационных газовых скважин, а также продуктивные характеристики сеноманских залежей, схожих по геометрическим размерам и фильтрационно-емкостным свойствам с залежами морских месторождений Каменномысское- море и Северо-Каменномысское. Учитывая соотношение продуктивных характеристик разведочных и эксплуатационных скважин (сопоставимые дебиты газа), для достижения дебитов газа порядка 1000 тыс. м3/сут на морских месторождениях Каменномысское-море и Северо- Каменномысское применение горизонтальных скважин является безальтернативным проектным решением.
В третьей главе представлены методы обоснования степени охвата залежи проектным фондом скважин с целью оценки необходимости размещения на структуре дополнительных гидротехнических сооружений, методы обоснования длины горизонтального ствола добывающей скважины в продуктивном интервале и глубины спуска насосно-компрессорных труб с учетом всех видов сопротивления по стволу скважины и геологической неоднородности по разрезу.
Разработанный алгоритм обоснования степени разбуренности газовой залежи, позволяющий без использования мощных программных комплексов в первом приближении произвести оценку необходимого охвата запасов газа для вовлечения в активную разработку, по существу сводится к определению радиуса круговой батареи добывающих скважин.
Задача определения радиуса круговой батареи горизонтальных скважин заключается в поиске величины отхода точки забоя от центра батареи, обеспечивающей одинаковое дренирование запасов из зоны залежи внутри батареи и вокруг нее, при условии, что горизонтальная проекция центра батареи скважин находится в центре залежи.
В расчетной схеме предполагается, что залежь радиусом RЗ разделена на две зоны: разбуренная зона с радиусом RР и неразбуренная (рисунок 1). Точечные забои скважин размещены на границе между зонами. Кроме того, каждая зона имеет свои средние значения проницаемости, эффективной газонасыщенной мощности, пористости и газонасыщенности, соответственно для разбуренной зоны kР, hР, mР, αР, для неразбуренной – kНР, hНР, mНР, αНР. Начальное пластовое давление PН для двух зон одинаковое.
Рисунок 1 – Расчетная схема определения радиуса разбуренной зоны залежи
Решение данной задачи основывается на предположении о том, что для равномерного дренирования газовой залежи батареей горизонтальных скважин необходимо поддержание равных средних пластовых давлений в разбуренной и неразбуренной зонах, т.е. PР = PНР. Соответствующие уравнения материального баланса для разбуренной и неразбуренной зон в этом случае будут выглядеть следующим образом:
Доб
Р = Н (1 − Р ), (1)
Доб
НР = Н (1 − НР ), (2)
где: РР и РНР – среднее постовое давление в разбуренной и неразбуренной зонах, МПа; VР и VНР – запасы газа в разбуренной и неразбуренной зонах, м3; VРДоб и VНРДоб – объемы добытого газа из разбуренной и неразбуренной зон, м3; ZН, ZР и ZНР – коэффициенты сверхсжимаемости, соответственно, начальный и текущие в разбуренной и неразбуренной зонах.
РНР
НР Н НР
Учитывая, что начальное и текущее пластовое давление для двух зон одинаковое, а также (1) и (2) получаем следующее соотношение объемов:
Доб
Р =Р. (3) Доб НР
НР
Запасы газа в разбуренной и неразбуренной зонах:
= 2h , (4)
Р РРРР
= ( 2− 2)h , (5) НР ЗРНРНРНР
где: RЗ и RР – радиусы залежи и разбуренной зоны, м; hР и hНР – средние эффективные газонасыщенные мощности разбуренной и неразбуренной зон, м; αР и αНР – средние значения газонасыщенности в разбуренной и неразбуренной зонах, д.ед.; mР и mНР – средние значения пористости в разбуренной и неразбуренной зонах, д.ед.; B – объемный коэффициентов перевода в поверхностные условия.
Коэффициент B для разбуренной и неразбуренной зон имеет единое значение, поскольку пластовые давления для двух зон одинаковые.
В итоге имеем следующее отношение:

Объемы добытого газа определим интегрированием по времени произведения количества добывающих скважин на дебит газа одной скважины. Учитывая, что точечные забои скважин по условиям задачи размещаются на границе разбуренной и неразбуренной зон, изменение во времени количества скважин N(t) для этих зон будет одинаковым. В таком случае, объемы добытого газа на момент времени T можно выразить следующим образом:
Доб =∫ ( )∙ ( ) , (7) Р0Р
Доб =∫ ( )∙ ( ) , (8) НР 0 НР
где: N(t) – количество скважин, ед.; QР(t) и QНР(t) – притоки (дебиты) скважин из разбуренной и неразбуренной зон, м3/сут.
Поскольку пластовые давления в разбуренной и неразбуренной зонах по условиям задачи должны быть равными, депрессии на забое скважин для этих зон также будут равны. Учитывая, что радиус контура питания скважины значительно меньше по сравнению с радиусами разбуренной и неразбуренной зон, а также принимая во внимание, что в масштабах данной задачи наибольшее значение имеет не характеристика движения газа в призабойной зоне скважины, а давление на контуре питания скважины, для описания притоков (дебитов) скважин из разбурунной и неразбуренной зон воспользуемся следующими выражениями:
2− 2
Р = п с , (9)
р
2− 2
НР = п с , (10)
нр
где: PП – пластовое давление на контуре питания скважины (PП = PР = PНР), МПа; PС – забойное давление в скважине, МПа; AР и AНР – коэффициенты фильтрационных сопротивлений для разбуренной и неразбуренной зон, МПа2сут/м3.
Подставляя выражения (9)–(10) в (7)–(8), получим следующее соотношение объемов добытого газа на момент времени T:
2h
Р= РРРР . (6) ( 2− 2)h
НР ЗРНРНРНР
2( )− 2 Доб ∫ ( )∙ п с
0 р нр
Р= =. (11)
Доб 2( )− 2
пс р
НР ∫ ( )∙ 0 нр

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений для разбуренной и неразбуренной зон можно представить как:
′ ′
р = , нр = , ′ = ат П ∙ К , (12)
р нр СТ С
где: μ – коэффициент вязкости газа, равный для разбуренной и неразбуренной зон (μ = μР = μНР), мПа с; Z – коэффициент сверхсжимаемости газа, равный для разбуренной и неразбуренной зон (Z = ZР = ZНР); PАТ – атмосферное давление, МПа; TП – пластовая температура, К; TСТ – стандартная температура (293 К); RК / RС – отношение радиуса контура питания скважины к радиусу скважины.
Учитывая (12) выражение (11) принимает следующий вид:
Доб
Р =Р. (13) Доб НР
НР
Теперь, учитывая полученные выражения (6) и (13), преобразуем соотношение объемов добытого газа и объемов запасов газа в разбуренной и неразбуренной зонах (3):
Далее, обозначим степень разбуренности по радиусу через:
= Р. (15)
з
Затем, соотношения значений проницаемости, эффективной газонасыщенной мощности, пористости и газонасыщенности для разбуренной и неразбуренной зон обозначим через следующие коэффициенты:
2h
р= рррр (14) ( 2− 2)h
нр нр р нр нр нр
= Р, h=hР, = Р, = Р. (16)
НР
Тогда получим окончательный вывод:
hНР НР НР
= 2 . h 1− 2
(17)
Физическая суть уравнения (17) отражается в соответствии соотношений значений проницаемости, эффективной газонасыщенной мощности, пористости и газонасыщенности для разбуренной и неразбуренной зон и степени разбуренности газовой залежи по радиусу, при которых процесс дренирования будет осуществляться равномерно.
Стоит обратить внимание, что при решении уравнения (17) необходимо учитывать зависимость коэффициентов (16) от степени разбуренности (15), т.к. соотношение радиусов RР и RЗ определяют геометрические объемы разбуренной и неразбуренной зон, а, соответственно, и средние значения параметров проницаемости, эффективной газонасыщенной мощности, пористости и газонасыщенности в этих зонах.
Для наглядности решение уравнения (17) проведем графическим способом. Обозначим левую и правую части уравнения (17) как функции f1(β) и f2(β) и построим соответствующие графики (рисунок 2). Пересечение кривых функций f1(β) и f2(β) будет определять точку на графике, в которой соблюдается равенство значений данных функций для искомой β.
Принимая, что размещение забоев скважин изначально предполагается производить в зоне с наиболее благоприятными геологическими условиями, т.е.:
= Р ≥1, h=hР ≥1, = Р ≥1, = Р ≥1, (18) НР hНР НР НР
рассмотрим некоторые частные случаи решения уравнения (17). В таблице 4 представлены результаты расчетов степени разбуренности залежей пластового и массивного типов, с учетом разницы свойств пласта в разбуренной и неразбуренной зонах.

Рисунок 2 – Определение искомой β на пересечении кривых функций f1(β) и f2(β)
Таблица 4 – Определение степени разбуренности залежи для частных случаев
Расчетная схема
Изотропный Анизотропный пласт пласт
для залежи пластового типа
=
h = = =
Р = 1 НР
h∙ ∙
= 1,0
hР = 1 hНР
Р = 1 НР
Р = 1 НР
= Р =0,70 з
= Р = 1,42 НР
h = hР = 1 hНР
= Р = 1,42 НР
= Р = 1,42 НР
= 0,70 h∙ ∙
= Р =0,642 з
для залежи массивного типа
= Р = 1 НР
h = hР = 3,0 hНР
= Р = 1 НР
= Р = 1 НР
= 0,33 h∙ ∙
= Р =0,5 з
= Р = 1,39 НР
h=hР =2,82 hНР
= Р = 1,39 НР
= Р = 1,39 НР
= 0,26 h∙ ∙
= Р =0,440 з

Применение представленного метода на примере Северо-Каменномысского месторождения позволило определить степень разбуренности сеноманской газовой залежи, равную 0,523. Учитывая, что эквивалентный радиус залежи Северо-Каменномысского месторождения равен порядка 10000 м, радиус батареи наклонно-направленных скважин составит 5230 м (рисунок 3).
Очевидно, достижение данного радиуса охвата запасов газовой залежи Северо- Каменномысского месторождения одним кустом скважин не представляется возможным по техническим причинам, связанным, в первую очередь, с ограниченными возможностями бурения, особенно в морских условиях. Однако, полученный результат позволяет сделать вывод об отсутствии необходимости рассмотрения вариантов освоения залежи двумя, тремя и более кустами скважин. Освоение месторождения одним кустом скважин с отходом забоя от устья на расстоянии до 3000 м, позволит достаточно эффективно разрабатывать газовую залежь. С одной стороны, в таком случае падение давления в разбуренной зоне будет происходить более интенсивно, чем в неразбуренной. С другой стороны, данное технико-технологическое решение позволит при менее существенном снижении добычи газа значительно сократить долю капитальных вложений в объекты обустройства месторождения, что непременно скажется на показателях экономической эффективности.
Рисунок 3 – Определение радиуса разбуренной зоны сеноманской залежи газа Северо-Каменномысского месторождения

Совершенствование метода обоснования длины ствола скважины в продуктивном пласте основано на учете всех видов гидравлических сопротивлений, возникающих в стволе. В применяемом для расчета распределения забойного давления уравнении движения газа (19) не учитываются ориентация ствола в пространстве и потери энергии потока при его движении по участкам с перфорационными отверстиями.

− = ∙ 2+ ∙ , (19)
ТР2 С
где: – изменение давления газа на элементарном участке ствола скважины, Па/м;
ТР – коэффициент потерь давления газа на трение; – плотность газа в рабочих условиях, кг/м3; – скорость потока газа в скважине, м/с; DС – внутренний диаметр ствола скважины, м.
Предлагается использовать расчетную схему вытяжного тройника, имитирующего перфорационное отверстие. Величины местных сопротивлений, возникающих в тройнике при слиянии потоков, достаточно хорошо изучены и представлены в справочниках по гидравлике1.
Расчетная модель для получения распределения забойного давления и профиля притока в стволе скважины с учетом местных сопротивлений представлена в виде последовательности вытяжных тройников (рисунок 4). При этом диаметры проходов и боковых ответвлений тройников соответствуют диаметру ствола скважины и перфорационных отверстий, а их количество плотности перфорации.
Рисунок 4 – Расчетная схема ствола скважины с перфорационными отверстиями
Коэффициенты потерь давления в проходе (стволе скважины) С и боковом ответвлении каждого вытяжного тройника (перфорационном отверстии) ζП находятся по следующим зависимостям.
(20)
П– скорость газа в перфорационном канале, м/с; dП – диаметр перфорационного отверстия, м. 1 «Справочник по гидравлическим сопротивлениям», И.Е. Идельчик, «Машиностроение», Москва, 1992 г.
2 2 2
=1,55∙ П П −( П П) , С 2 2 С С
2 2
2 2
=1+( П ) −2∙(1− П П) , (21) П 2 2
П С
где: – скорость газа в стволе скважины, м/с; DC – внутренний диаметр ствола скважины, м;

Разность давлений между сечениями до и после смешивания для потока газа, движущегося с большими скоростями, всегда положительная величина. Эта разность тем больше, чем значительнее часть энергии, передаваемая ею потоку, движущемуся с меньшими скоростями. Поэтому коэффициент сопротивления, определяемый как отношение указанной разности давлений к среднему скоростному давлению в данном сечении, всегда величина положительная. Запас энергии потока, движущегося с меньшими скоростями, при смешении – увеличивается. Следовательно, разность давлений и соответственно коэффициент сопротивления ответвления вытяжного тройника (перфорационного отверстия), в котором поток движется с меньшей скоростью, могут иметь отрицательные значения.
Отрицательное значение коэффициента ответвления вытяжного тройника указывает на эффект «подсоса» газа в ствол, определяющего более высокое значение депрессии на пласт. При этом, чем больше разность скоростей потока в стволе скважины и перфорационном канале, тем в большей степени проявляется эффект «подсоса». Таким образом, на торце скважины данный эффект отсутствует, у башмака НКТ приобретает наибольшее значение.
Поскольку по стволу скважины скорость потока газа имеет нарастающий характер, а скорости потоков газа через перфорационные отверстия определяются продуктивностью вскрываемых интервалов, значения коэффициентов местных сопротивлений также будут изменяться.
Допустим, что на элементарном участке массовые расходы газа из каждого перфорационного отверстия равны, тогда скорости этих потоков представим как отношение объемного расхода через перфорационное отверстие, приведенного к рабочим условиям, к площади сечения перфорационного отверстия, т.е. в следующем виде:
= 4 ∙ С∙ АТ, (22) П ∙ 2∙
ПП
где: dП – диаметр перфорационного отверстия, м; П – плотность перфорации, отв./м;
С – изменение дебита газа на элементарном участке, м2/с; АТ и – плотность газа в
атмосферных и рабочих условиях, соответственно, кг/м3.
Скорость газа в стволе скважины определим как отношение накопленного дебита газа в
рабочих условиях к площади сечения ствола скважины.
= 4 ∙ ∙ АТ, (23)
∙ 2 С
где: DС – внутренний диаметр ствола скважины, м; QС – накопленный дебита газа, м3/с. Коэффициент потерь давления на местные сопротивления (в районе перфорационных
отверстий) М на элементарном участке представим в виде:
М = ∙ П ∙ ( П + С), (24)
Коэффициент потерь давления газа на трение на участке определяется в виде следующего отношения:
ТР = ТР ∙ , (25) С
где: λТР – коэффициент гидравлического сопротивления.
С учетом (24) и (25), общие потери на трение и местные сопротивления на элементарном
участке представим в следующем виде:
ζОБЩ=ζТР+ζМ=λТР∙ ∂l +∂l∙ρП∙(ζП+ζС). (26) DС
Для подстановки выражения (26) в уравнение движения газа (19), приведем к виду:
ОБЩ = ТР + С ∙ П ∙( П + С). (27) Теперь представим уравнение движения газа (19) с учетом потерь давления на местные
сопротивления и гравитационной составляющей, т.е. в следующем виде:

− = ∙ 2 + ∙ ∓ ∙ h, (28)
ОБЩ 2 С
где: ОБЩ – коэффициент потерь давления газа на трение и местные сопротивления;
– ускорение свободного падения, м/с2; – перепад высот на элементарном участке, м/м.
В качестве примера, приведено обоснование длины ствола в продуктивном пласте проектной скважины Северо-Каменномысского газоконденсатного месторождения. Для сравнения предложены четыре варианта конструкции горизонтальной газовой скважины с длиной ствола в пласте 100, 200, 300 и 400 м.
Результаты расчетов с использованием представленной методики позволили установить, что при дебитах проектных скважин до 1500 тыс. м3/сут для вариантов конструкций, предусматривающих 100200 м окончание ствола в продуктивном горизонте, работающая часть ствола составляет 100% (рисунок 5). Для конструкций скважин с 300 и 400 м окончанием ствола в пласте работающая часть ствола в зависимости от режима изменяется от 50% (длина ствола 400 м, дебит 250 тыс. м3/сут) до 95% (длина ствола 300, дебит 1500 тыс. м3/сут).
Рисунок 5 – Работающая часть ствола скважин с окончанием в пласте 100, 200, 300, 400 м
Распределение депрессии по стволу при различных длинах в пласте и режимах работы скважины для сравнительной оценки можно охарактеризовать тремя величинами: максимальное значение депрессии, достигаемое у башмака НКТ, минимальное на торце скважины и среднее по стволу. На рисунке 6 приводится зависимость данных величин для скважин с различной длиной ствола в пласте и дебитом 1000 тыс. м3/сут. Очевидно, для скважины с окончанием 100 м в пласте дебит определяется депрессией на торце скважины, в то время как, для скважины с окончанием 400 м дебит определяется длиной работающей части скважины.

Рисунок 6 – Депрессия для различных длин ствола скважины в пласте (дебит 1 млн м3/сут)
Поскольку, работающая часть ствола для представленных конструкций скважин составляет разные значения, сравнение вариантов с точки зрения продуктивности целесообразно проводить по средней депрессии на пласт по стволу. Зависимость дебита скважины от средней по стволу депрессии для рассмотренных вариантов конструкций представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 – Зависимость дебита скважины от средней по стволу депрессии на пласт

Анализ последней зависимости позволяет сделать вывод, что увеличение длины ствола в продуктивном горизонте не приводит к пропорциональному приросту производительности скважины.
Таким образом, с учетом полученных результатов расчетов для разработки Северо- Каменномысского газоконденсатного месторождения применение проектных скважин с длиной ствола в продуктивном пласте свыше 200300 м нельзя признать целесообразным.
Для совершенствования метода обоснования глубины спуска НКТ в горизонтальную газовую скважину необходимо учитывать нелинейность притока газа к скважине и профиль горизонтального ствола, вскрывшего анизотропные разнопроницаемые пропластки.
Следует отметить, что глубина спуска НКТ в значительной мере будет определяться расположением и мощностью высоко- и низкопроницаемых пропластков. Это обусловлено тем, что наибольшая депрессия на пласт будет приходиться на участок расположения башмака НКТ и расположение данного участка в зоне высокопроницаемых пропластков приводит к наиболее эффективному извлечению углеводородов из них (максимизации дебита). Однако, с точки зрения эффективности извлечения углеводородов из всех вскрываемых пропластков, расположение башмака фонтанных труб у наиболее мощных проницаемых пропластков не всегда является рациональным с точки зрения максимизации дебита скважины.
В работе рассмотрены три модельных случая распределения проницаемости по мощности вскрываемого интервала: значения проницаемости пропластков уменьшаются с глубиной (Модель 1), значения проницаемости пропластков не изменяется с глубиной (Модель 2) и значения проницаемости пропластков увеличиваются с глубиной (Модель 3).
В качестве наиболее весомых аргументов для обоснования глубины спуска насосно- компрессорных труб могут быть выбраны максимизация производительности скважины и значения устьевого давления. Кроме того, при необходимости возможен учет влияния ряда других ограничивающих факторов, таких как: минимизация градиента давления (сведение к минимуму вероятности возникновения песчаной пробки), обеспечение скорости движения газа, необходимой для выноса с забоя жидкости и песчаных примесей, обеспечение равномерности притока газа к скважине, обеспечение равномерности дренирования разнопроницаемых пропластков, отдаление конуса подошвенной воды в сторону торца скважины, минимизация металлозатрат и другие технические и технологические факторы.
Определение глубины спуска НКТ в горизонтальный ствол газовой скважины производится при решении математической задачи, которая заключается в совместном решении уравнения притока газа к скважине и уравнения движения газа на участке ствола, вскрывшем продуктивный горизонт. Затем для нескольких заданных значений глубины спуска НКТ рассчитываются параметры скважины и выбирается вариант глубины спуска НКТ, при котором выполняются все ограничения, вытекающие из совокупности указанных выше факторов.
В качестве примера применения методики обоснования глубины спуска НКТ произведены расчеты для трех моделей проницаемости и следующих исходных данных: пластовое давление 10 МПа, длина горизонтального участка в продуктивный интервал равна 250 м, состав газа – 100% метан, диаметр эксплуатационной колонны равен 177,8 мм, диаметр насосно- компрессорных труб равен 114 мм, перепад высот ствола в продуктивном пласте 50 м.
Результаты расчета производительности горизонтальной скважины по трем представленным моделям проницаемости для различных вариантов глубины спуска НКТ приведены на рисунке 8.
В первом модельном случае распределения проницаемости наибольшая продуктивность скважины достигается при спуске лифтовой колонны в горизонтальный ствол на глубину не более чем на 50 м, находящийся ниже кровли продуктивного интервала. Во втором модельном случае наибольший дебит скважины достигается при спуске лифтовой колонны в горизонтальный ствол на глубину от 100 до 150 м. Для третьей модели достижение максимальной производительности осуществляется при спуске НКТ на глубину от 150 до 200 м.
2000
1800
1600
1400
1200
1000
600
200
0 50 100 150 200 250
Глубина спуса НКТ, м
М
одель 1 (убыв)
Модель 2 (пост) Модель 3 (возр)
Рисунок 8 – Зависимость суммарного дебита горизонтальной скважины от глубины спуска насосно-компрессорных труб
Таким образом, в третьей главе диссертационной работы представлены методы проектирования элементов системы разработки сеноманской залежи с учетом особенностей обустройства морского месторождения.
Для обоснования степени разбуренности газовой залежи разработан алгоритм, позволяющий без использования мощных программных комплексов в первом приближении произвести оценку необходимого охвата запасов газа для вовлечения в активную разработку.
С целью совершенствования методов обоснования продуктивности скважин предложена расчетная схема распределения забойного давления по перфорированному стволу скважины в виде последовательности вытяжных тройников, величины местных сопротивлений в которых достаточно хорошо изучены. Для обоснования протяженности участка скважины в продуктивном пласте представлен алгоритм расчета распределения дебита скважины по горизонтальному стволу с учетом местных сопротивлений, возникающих при прохождении потока газа перфорационных отверстий.
Для обоснования рациональной глубины спуска НКТ в горизонтальную газовую скважину предложен алгоритм расчета забойного давления и дебита с учетом нелинейности притока газа к скважине и профиля горизонтального ствола, вскрывшего анизотропные разнопроницаемые пропластки.
Дебит скважины, тыс.м3/сут
В четвертой главе предложен принцип согласования технологических показателей разработки газовой залежи и параметров дожимного компрессорного комплекса в условиях морского промысла.
В технологической схеме обустройства морского месторождения, как правило, присутствует ДКС, необходимая для транспорта добываемой продукции и размещаемая, соответственно, на верхнем строении (ВСП). В зависимости от характеристик ДКС (масса и габариты) на ВСП должна быть предусмотрена определенная площадь. При этом, в отличии от суши, здесь эта площадь должна быть предусмотрена заранее, т.е. с самого начала эксплуатации. Как следствие, массогабаритные характеристики ДКС будут существенно влиять и на нижнее основание платформы (НОП).
Поэтому для выбора и обоснования технико-экономических показателей разработки морского газового месторождения необходимо базироваться на динамике годовой добычи газа, согласованной с изменением во времени необходимой мощности ДКС.
Определить «сходу» величину наиболее предпочтительной мощности не представляется возможным – слишком много параметров участвует в расчетах. В связи с этим предлагается заранее перед расчетом динамики годовой добычи газа задать некоторое значение мощности ДКС, используя при этом промысловый опыт освоения аналогичных сухопутных залежей.
Таким образом, динамика добычи газа и падение устьевого давления рассчитываются с учетом потребной (заданной) мощности. При превышении заданной мощности добыча газа снижается, а устьевое давление увеличивается. В таком случае, продолжительность периода постоянной добычи газа определяется не моментом снижения устьевого давления до минимально возможного, а моментом максимальной загрузки ДКС. Далее, добыча газа и устьевое давление поддерживаются такими, чтобы обеспечить эксплуатацию ДКС с максимально возможной мощностью.
Следует отметить, что при таком согласовании динамики отборов газа и загрузки мощностей ДКС накопленная добыча на момент окончания разработки практически не отличается от накопленной добычи газа, полученной без согласования. Это объясняется тем, что за счет сокращения отборов и значительного увеличения устьевого давления динамика годовой добычи становится более пологой, т.е. «то, что не добыли сначала, добудем после».
При этом, динамика загрузки ДКС избавляется от «пикообразности». В условиях освоения морского месторождения данное обстоятельство существенно сказывается на объемах капитальных вложений – сокращается массогабаритные характеристики дорогостоящей стационарной платформы за счет отсутствия необходимости размещения на ней дополнительного газоперекачивающего оборудования, тем более, использование которого предусматривалось на короткий период времени.
На примере одного из вариантов разработки Северо-Каменномысского месторождения представлены результаты согласования технологических показателей разработки газовой залежи и параметров дожимного компрессорного комплекса по предложенному принципу (рисунки 9 – 10).
Полученные результаты свидетельствуют о достижении технологического эффекта (таблица 5). Снижение потребной мощности дожимного компрессорного комплекса на платформе способствует сокращению массогабаритных характеристик гидротехнического сооружения, что в свою очередь повышает реализуемость проекта и приводит к уменьшению объемов капитальных вложений в строительство морского добычного комплекса. При этом, показатели по добыче газа существенно не изменяются, а внутренняя норма доходности при реализации проекта освоения месторождения остается на прежнем уровне.
Концепция более или менее длительного периода постоянной добычи газа не соответствует цели достижения наиболее высокого показателя экономической эффективности добычи газа для рассматриваемых месторождений.
Рисунок 9 – Динамика годовых отборов газа и падения устьевого давления
Рисунок 10 – Динамика потребной мощности ДКС
Таблица 5 – Сводные технико-экономические показатели вариантов разработки
Показатели Кол-во кустов
Период разработки
Период постоянных отборов Проектный уровень добычи Коэф-нт извлечения газа
Год достижения мин. допуст. давления Мощность ДКС Количество агрегатов Потребная площадь под ГПА
Масса верхнего строения платформы
Капитальные вложения в морской добычной комплекс Внутренняя норма доходности
Единица Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 измерения до после до после до после
по разработке залежи:
ед.
лет
лет
% от НБЗ % от НБЗ
4646444543 45
109108106
4,28 4,28 4,23 4,23 4,28 4,28
88,3 88,3 86,9 86,9 89 88,6
Фонд скважин
ед.
46 с отходом 1000 – 4000м
37 с отходом 2750 м
49 одно- и двузабойных с отходом 1000–4000 м
по обустройству месторождения:
год 19 33 25 33 16 40
МВт единиц
м2 т
220983 85212
19 8
191520 71460 21000 17300
70560
70560 17000
36517 231261
4 20
40320 201600 16400 20800
27177
30240 16100
по экономической эффективности:
% 100,0 90,9 71,9 % 11,5 11,5 13,5
69,4 91,2 69,3
13,5 12,8 13,2
Очевидно, что для повышения внутренней нормы доходности необходимы другие технико-технологические решения в области разработки, которые позволили бы прогнозировать более высокие уровни добычи газа на начальном этапе эксплуатации месторождений, не заботясь при этом о сохранении более или менее длительного периода постоянной добычи. Для рассматриваемого региона, в котором создаваемая производственная инфраструктура будет единой для группы месторождений, приоритет следует отдать динамике суммарной добычи газа по всему газодобывающему комплексу, развитие которого прогнозируется на ресурсной базе нескольких месторождений.
Кроме того, при комплексном подходе к обоснованию рациональной системы освоения группы месторождений региона (включая береговые месторождения) наиболее приемлемым вариантом технологической схемы обустройства является строительство общей береговой установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В этом случае минимизируются суммарные затраты в обустройство месторождений и упрощаются технические решения как по строительству объектов морского добычного комплекса, так и объектов, подлежащих строительству на суше.
Таким образом, в четвертой главе диссертационной работы представлены методические подходы по согласованию технологических показателей разработки с учетом особенностей морских объектов обустройства для обеспечения приемлемых массогабаритных характеристик и обоснования эффективных технологических схем освоения морского месмторождения. Для согласования выделены основные пути решения задачи по наиболее весомым направлениям, которыми являются динамики добычи, эффективное использование ДКС, а также снижение потребных мощностей компрессорного и технологического комплексов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. В результате комплексных исследований функционирования единой системы «пласт – скважина – УКПГ – ДКС» усовершенствованы научно-методические подходы, позволяющие сформировать общую концепцию проектных технико-технологических решений по разработке и обустройству морских месторождений природного газа с учетом особенностей их освоения в условиях арктического шельфа.
2. В рамках диссертационной работы обобщена геолого-геофизическая характеристика и опыт освоения сухопутных месторождений-аналогов, выделены особенности разработки сеноманских залежей, учет которых необходим при проектировании освоения морского месторождения в условиях слабой геологической изученности и ограниченной возможности внесения корректив в проектные решения в процессе их эксплуатации.
3. Разработан метод определения степени охвата залежи природного газа кустом наклонно-направленных скважин, позволяющий при обосновании концепции разработки морского месторождения обосновать минимально необходимое количество кустов скважин для обеспечения равномерного дренирования запасов.
4. Разработан метод оценки продуктивности горизонтальной газовой скважины, учитывающий неравномерность притока газа вдоль горизонтального ствола скважины, эффективную с точки зрения притока газа часть ствола в продуктивном интервале, а также глубину спуска лифтовой колонны (в зависимости от характера распределения фильтрационно- емкостных свойств по разрезу).
5. Предложена методика формирования стратегии развития дожимного компрессорного комплекса на морской платформе, заключающийся в согласовании технологических показателей разработки и обустройства морского месторождений с учетом особенностей его освоения.
6. Полученные в результате исследований и разработок алгоритмы позволяют исключить необходимость формирования множества вариантов технико-технологических решений для оценки влияния отдельных элементов системы разработки и обустройства. Представленные научно-методические подходы позволят в первом приближении наметить концептуальные технико-технологические решения и сократить группу вариантов разработки и обустройства, подвергаемых более детальной оценке с помощью программных комплексов, требующих задания большого количества исходных данных и затрат времени для проведения расчетов.