Методы прогнозирования добычи газа по региону при кустовом размещении скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА ПО РЕГИОНУ ПРИ КУСТОВОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ).

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений.

Неутолимов Дмитрий Юрьевич

Москва - 2013

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель - Перемышцев Юрий Алексеевич, кандидат технических наук.

Официальные оппоненты:

Рассохин Сергей Геннадьевич, доктор технических наук, Директор Центра исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

Мараков Денис Александрович, кандидат технических наук, доцент Кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, ФГБОУ ВПО «РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Ведущая организация - ОАО «Газпром Промгаз».

Общая характеристика работы

Актуальность темы.

В «Генеральной схеме развития газовой промышленности Российской Федерации до 2030 года» выполненной специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2010 г., месторождения природного газа полуострова Ямал рассматриваются как основные объекты по добыче газа на ближайшие десятилетия. За счет этого региона будет компенсировано падение добычи газа по основным месторождениям Севера Западной Сибири и будет обеспечен неуклонный рост добычи газа в Российской Федерации на перспективу.

Обоснование рационального уровня отбора из региона представляет собой сложную технико-экономическую задачу. Поэтому разработка методов прогнозирования объемов добычи газа по региону является актуальной задачей, решение которой позволит обеспечить рациональную разработку как отдельных месторождений полуострова Ямал, так и региона в целом. На газовых месторождениях Ямала разработана и применяется уникальная система разработки многопластовых залежей наклонными и горизонтальными скважинами, сгруппированными в кусты, которая не имеет аналогов в мире. Эта система предполагает отработку залежей при одинаковом давлении газа на устьях кустовых скважин, изначально пробуренных на газовые объекты с различными термобарическими характеристиками. Поэтому наряду с применением средств автоматизации и телемеханики при обустройстве кустов эксплуатационных скважин (гиперфлоу и пр.) становиться необходимой разработка локальных расчетных моделей и алгоритмов для рационального управления элементами системы добычи газа и, в первую очередь, ее главным звеном - газовой скважиной.

Цель работы.

Совершенствование методической основы проведения прогнозных расчётов по объемам добычи газа из региона для обеспечения рациональной разработки месторождений при кустовом размещении эксплуатационных скважин.

Основные задачи исследований.

Для достижения цели были определены и решены следующие задачи:

1) Анализ существующих методов прогнозирования и решения оптимизационных задач по определению рациональных отборов газа из газодобывающего региона;

2) Обоснование технико-экономического критерия оценки эффективности разработки ресурсов региона, с позиции системного анализа;

3) Разработка алгоритма для расчёта технологических показателей по скважинам куста вскрывающих различные эксплуатационные объекты, но работающих в общий газосборный коллектор при одинаковом устьевом давлении;

4) Разработка алгоритма, позволяющего дать оценку добычных возможностей скважин до проведения перфорации;

5) Разработка алгоритма для проведения оптимизационных расчетов работы куста скважин с целью минимизации депрессионной воронки в зоне дренирования куста.

Научная новизна работы.

Обоснован технико-экономический критерий оценки эффективности освоения ресурсов газодобывающего региона, учитывающий затраты на разработку месторождений и все предпроизводственные затраты связанные с освоением региона, в которые включаются все виды затрат, осуществляемые в регионе до начала разработки месторождений, в том числе затраты других отраслей региона на подготовку и освоение данного вида сырья. Соответственно темпы развития газодобычи в регионе рассчитаны исходя из этого критерия.

Разработан алгоритм для расчета технологических показателей разработки по скважинам при их кустовом расположении, объединенным общим шлейфом, но вскрывающим несколько эксплуатационных объектов с различными термобарическими условиями, позволяющий оптимизировать работу отдельных скважин и куста в целом. Этот алгоритм также даёт возможность получить расчётные данные, позволяющие проводить списание извлеченных запасов по пластам.

Разработан алгоритм и расчётный модуль для определения газоотдающих толщин неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) продуктивного разреза субмассивных залежей сеномана и танопчинской свиты в скважинах, до их освоения (перфорации), с использованием связи данных первичных геофизических и стационарных гидродинамических исследований скважин. Эта задача особенно актуальна в пусковой период освоения месторождений, когда идет полномасштабное разбуривание и требуется оценить возможность выполнения плана по добыче газа. Даны оценка масштабов возможной кольматации пластов в процессе бурения и рекомендации по режимам освоения скважин, для обеспечения необходимой очистки призабойной зоны.

Защищаемые положения.

1. Модифицированный критерий оценки эффективности освоения ресурсов региона, учитывающего все вложения на развитие инфраструктуры региона до начала разработки, затраты непосредственно на разработку, а также затраты на наращивание ресурсной базы, обоснованный для месторождений полуострова Ямал и шельфа Карского моря;

2. Алгоритм для прогнозирования рациональных режимов работы скважин при их кустовом расположении, объединенных общим газосборным шлейфом, но вскрывающих несколько эксплуатационных объектов с различными термобарическими условиями, позволяющие эксплуатировать все скважины в кусте с единым устьевым давлением, а так же производить списание запасов газа по объектам разработки;

3. Алгоритм, позволяющий еще до перфорации скважины производить построение профиля притока к ней газа и определять её добычные возможности, с использованием корреляционной связи результатов промысловых геофизических и стационарных газодинамических исследований скважин, полученной для терригенных залежей сеноманской и танопчинской свит.

Реализация работы.

Результаты, полученные автором в диссертационной работе, реализованы в следующих научно-исследовательских работах (НИР) ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: «Программа комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края» (2010); «Технологическая схема разработки сеноман-аптских залежей Крузенштернского газоконденсатного месторождения» (2012); в отчетах по авторскому сопровождению «Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ» за 2010-2013гг. на разработанных алгоритмах и созданных программных комплексах проводилась оценка добычных возможностей скважин, до их перфорации, была проведена обработка гидродинамических исследований, проводимых при освоении вновь пробуренных скважин, проводились расчёты по списанию извлеченных запасов по объектам, что является актуальной задачей для газодобывающего предприятия.

Апробация работы.

Основные положения диссертации обсуждались на конференциях и семинарах:

1. XVI Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, май 2010 г.

2. Научно-техническом семинаре «Актуальные проблемы топливной промышленности РФ», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, июнь 2012 г.

3. IV Молодежной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой промышленности: опыт и преемственность», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, октябрь 2012 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 3 работы, в том числе 2 статьи в журнале, входящем в «Перечень рецензируемых научных журналов и изданий» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и приложения. Содержание работы изложено на 101 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 8 таблиц. В Приложении 1 представлен текст программы «LOKMOD», написанной на языке Фортран. Список использованных источников включает 69 наименование.

Благодарности.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю, к.т.н. Ю.А. Перемышцеву за выбор направлений исследований, ценные советы и предложения в ходе работы. Искренняя признательность и благодарность за ценные советы и консультации к.т.н., П.Г. Цыбульскому, д.т.н., проф. Ю.Н. Васильеву, д.т.н., проф. А.Г. Потапову, д.т.н. Н.А. Гужову, д.х.н., проф. В.А. Истомину, к.г.-м.н. Ю.М. Фриману, к.т.н. В.И. Шулятикову, а также своим коллегам из Центра разработки и эксплуатации газовых и нефтегазовых месторождений ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Краткое содержание работы

Во введении дана краткая характеристика и обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований, показана научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе изложены основные принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа, предложена концептуальная схема построения системы освоения и разработки месторождений полуострова Ямал. Обоснованию критерия оценки эффективности освоения ресурсов региона и его математической формулировке посвящены разделы 1.2 - 1.3. Для решения оптимизационной задачи и обоснования уровней отборов газа по региону автором предложен технико-экономический критерий “минимум общих затрат”, который является наиболее предпочтительным, т.к. рассматриваемый регион сложный для освоения ресурсов углеводородов и характеризуется большим уровнем общих приведенных затрат. Оптимизационные задачи по обоснованию уровней отборов газа решались и ранее такими авторами, как Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров, Ю.А. Перемышцев, Г.А. Зотов. Но для решения задачи применялся критерий максимума народно-хозяйственного эффекта, что не позволяло получить ярко выраженный оптимум, поскольку зависимость общих удельных затрат только от добычи газа носит почти линейный характер. Автором предложен подход, предусматривающий учёт всех понесенных затрат до начала разработки региона (созданная до начала освоения инфраструктура), а также затрат на восполнение ресурсной базы в будущем. В этом подходе и заключается новизна. Математическая постановка задачи заключается в нахождении верхней оптимальной границы добычи газа по региону, при которой суммарные общие приведенные затраты за весь период разработки (или за время T) будут минимальны, т.е. необходимо найти , при котором имеет место

Где ; ; - соответственно годовые отборы газа, приведенный капитальные затраты и эксплуатационные затраты по i-му месторождению в -ом году; отбор газа из региона; коэффициент дисконтирования затрат; коэффициент эффективности капвложений; число месторождений, вводимых в разработку при выходе региона на постоянный уровень отбора при заданном темпе освоения (); период нарастающей добычи по региону; период разработки всего региона; общие приведённые капитальные предпроизводственные затраты; , где запасы газа по региону (разведанные и перспективные), стоимость геологоразведочных работ, руб./1000 м³, затраты на создание инфраструктуры, руб./1000 м³, K_рек - затраты на реконструкцию системы сбора и установок комплексной подготовки газа, руб./1000 м³ (УКПГ).

В результате решения оптимизационной задачи показано, что темпы выработки ресурсов природного га за на «добычной полке» должны составлять не более 1.86% от суммарных запасов газа освоенных и вновь вводимых в разработку месторождений региона (рисунок 1).

При этом темпы выработки по отдельным месторождениям изменяются в пределах от 3.5 до 4.0%, т.е. в среднем в два раза больше, чем по региону.

Рисунок 1. Определение величины оптимального отбора газа по региону.

Полученная разница в оценках по месторождениям и региону в целом отражает, в экономическом плане, необходимую дифференциальную ренту на истощение невозобновляемых ресурсов газа каждого конкретного месторождения.

Полученное решение свидетельствует о том, что рациональные (оптимальные) отборы конечного ресурса не могут быть определены вне связей всей системы с предысторией её освоения и без учёта всех видов затрат. Анализ результатов проведенных оптимизационных расчётов показывает, что величина оптимального отбора газа по региону может быть оценена по формуле:

Q_р = _ортV_р, (2)

где _опт = Q_р/V_р = 0,01863; Q_р - годовой отбор газа из региона, млрд. м³; V_р - запасы газа региона (разведанные и перспективные), млрд. м³.

Полученный результат оценки добычных возможностей региона вполне объясним с технологической точки зрения, т.к. добыча газа по последовательно вводимому в разработку месторождению должна восполнять неизбежное уменьшение добычи по введенному предыдущему месторождению региона во временном лаге. При этом в среднем, по каждому месторождению за период постоянной добычи газа отбирается порядка 50% от запасов. Соотношение (2) позволяет обосновать верхние границы отбора газа не только по региону в целом, или по отдельному району, но и по отдельным месторождениям. Это соотношение, как видно из рисунка 1, является интегральной функцией, зависящей от добычных возможностей (в период постоянно добычи) каждого конкретного месторождения в регионе, т.е. можно записать:

, (3)

где ( - суммарное количество газа, отобранное по месторождению за период постоянной добычи, млрд. м³ V_i - запасы газа конкретного месторождения,, - темп отбора по конкретному месторождению за время постоянной добычи, - годовой отбор газа по месторождения, млрд. м³.

Определим, какой темп отбора газа должен быть по месторождению, чтобы выполнялось соотношение (3). Если принять, что за время постоянной добычи из месторождения отбирается в среднем (по статистике разработки газовых месторождений) 50% от его запасов, т.е. , темп годового отбора газа по месторождению в период постоянной добычи составит:

. (4)

Решение оптимизационной задачи, с применением метода предложенного автором, было использовано при прогнозе и обосновании добычи газа по месторождениям полуострова Ямала и, в частности, при разработке «Программы комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края», в 2010 году (рисунок 2). Необходимость в корректировке «Программы…» возникла в силу того, что несколько лицензий на месторождения Тамбейской группы были переданы ОАО «Газпром» в пользование ОАО «НОВАТЭК» и переориентированы на нужды ООО «Ямал СПГ», для производства сжиженного природного газа. При этом план добычи газа с месторождений полуострова Ямал для предприятий группы «Газпром» и «огибающая» уровней добычи по региону осталась неизменной. Для выполнения плана потребовалось пересмотреть очередность ввода месторождений.

Помимо годовых отборов газа из региона соотношение (2) позволяет оценить необходимые ресурсы газа для обеспечения этой добычи, а при их недостатке определить необходимые приросты запасов газа, т.е. спланировать необходимые объемы геологоразведочных работ на перспективу.

Прогнозные приросты запасов газа для варианта развития добычи газа по месторождениям полуострова Ямал по сценарию, представленному на рисунке 2, приведены в таблице 1.

Рисунок 2 - Прогноз добычи газа по месторождениям региона.

Как видно из таблицы, для обеспечения выполнения поставленных задач по добыче газа с месторождений полуострова Ямал ОАО «Газпром» необходимо обратить пристальное внимание на вопросы поиска и разведки новых месторождений в регионе, т.к. на данный момент дефицит ресурсной базы составляет более 5 трлн.м3. природного газа.

Таблица 1. Потребность в прогнозных приростах запасов газа.

Вторая глава посвящена комплексному моделированию разработки газового месторождения. Рассмотрены различные виды моделей, применяемые при прогнозе разработки месторождений (балансовые, 2Д, 3Д). Доказано, что для решения задач, изложенных в первой главе, достаточно пользоваться балансовыми композиционными моделями (КОМР), когда надо оценить разработку большого количества месторождений газа (20- 25) одновременно.

Комплексное моделирование разработки газового месторождения является сложной задачей, требующей совместного рассмотрения процессов, происходящих в системе «пласт (залежь) - скважина (и призабойная зона) - газосборная сеть - ДКС - УКПГ». Для решения этой задачи специалистами ВНИИГАЗа был разработан расчетный 2Д-симулятор «ПРОЕКТ». Разработанный автором расчетный модуль «LOKMOD», предназначенный для проведения технологических расчетов по кусту эксплуатационных скважин месторождения, интегрирован в систему симулятора «ПРОЕКТ». Следует особенно отметить, что принятая для освоения Бованенковского месторождения система разработки залежей, с различными термобарическими характеристиками, кустами наклонно - направленных скважин, сосредоточенных на одной кустовой площадке и вводимых в эксплуатацию по мере выравнивания устьевого давления, является новой и уникальной. Поэтому, создание расчетного модуля «LOKMOD» актуально, т.к. требуется проведение многочисленных оптимизационных расчетов по кусту скважин, работающих в один газосборный шлейф. Принципиальная схема алгоритма этого расчетного модуля приведена на рисунке 3. Суть метода заключается в определении расчетных технологических показателей работы скважин по суммарной (фактической или прогнозной) добыче газа по кусту Q_k при устьевом давлении Р_к^у. Расчет дебита каждой скважины вначале проводится при заданных по кусту значениях Q_k и Р_к^у и фактических значениях фильтрационных коэффициентов А_i и В_i, полученных в результате проведения стандартных газодинамических исследований скважин. Если суммарный отбор по кусту не равен сумме расчетных дебитов, то проводится корректировка устьевого давления до получения схождения с заданной точностью.

прогнозирование добыча газ скважина

Рисунок 3. Принципиальная схема алгоритма расчетного модуля «LOKMOD»

При этом в программе учитываются следующие ограничения:

Ш По пластовой депрессии - для предотвращения разрушения призабойной зоны пласта;

Ш По скорости потока на забое лифтовой колонны - для обеспечения минимально допустимой скорости, которая позволяет осуществлять вынос механический примесей и жидкости с забоя, неизбежно поступающих в процессе эксплуатации скважины;

Ш По скорости газа на устье скважины - для предотвращения абразивного воздействия выносимых мехпримесей на устьевое оборудование.

Соответствующая расчетная программа «LOKMOD», написанная на языке Фортран, представлена в Приложении 1. Расчетный модуль может быть использован также как самостоятельный блок для решения различных задач разработки. Например, на основе расчетного модуля «LOKMOD» по результатам обработки измерений в 75-и скважинах были рассчитаны фактические коэффициенты гидравлического сопротивления 114мм лифтовой колонны, применяемой на Бованенковском месторождении. Коэффициент гидравлического сопротивления является одним из основных показателей, без знания которого невозможно рассчитывать и тем более прогнозировать технологические режимы эксплуатации скважин и кустов скважин на перспективу.

При принятой автором степени детализации, для расчета давления на устье работающей скважины необходимо и достаточно использовать формулу Адамова-Брискмана, с использованием агрегированных коэффициентов гидравлических потерь на трение. Процесс движения газа по стволу скважины, особенно при наличии второй или третьей фазы (конденсат, вода), представляет собой сложный гидравлический процесс. Многочисленными исследованиями по изучению этого процесса, с применением различных критериев подобия проводились ученными А.И. Ширковским, З.С. Алиевым, С.Н. Закировым, Б.Б. Лапуком, Ф.А. Требиным. В каждой конкретной скважине при движении потока существует множество факторов, точный прогноз которых практически невозможен:

- шероховатость насосно-компрессорных труб;

- точное знание режима движения (пленочный, кольцевой, пробковый или др.);

- скоростной режим, который зависит от дебита скважины и индивидуален;

- различное промежуточное оборудование (циркуляционные и забойные клапана-отсекатели), расположенное на насосно-компрессорных трубах (НКТ).

Поэтому автором применен статистический метод оценки коэффициента гидравлического сопротивления, от которого в основном зависит точность расчета давления газа на устье, поскольку давление и температура на забое измеряются достаточно точно электронными приборами. По результатам замеров, при газодинамических исследованиях, Р_з, Р_у и q сначала определяется агрегированный коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:

, (5)

где Pз - забойное давление, Pу - устьевое давление, 2_S = 0.0683сL, с - относительная плотность газа (по воздуху), L - длина лифтовых труб, м.

Безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления затем определяется по формуле:

=d_л⁵/(1.377z²Т_ср²(exp[2S]-1)), (6)

где d_л - внутренний диаметр лифтовых труб, см, z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа, Т_ср - средняя температура в стволе скважины, К^о.

В таблице 2 и на рисунке 4 представлены результаты статистического определения коэффициента по данным обработки исследований по 75 скважина УКПГ-2, Бованенковского месторождения. Из рисунка 4 следует, что при скорости газа на забое свыше 5м / сек, значение коэффициента практически не зависит от нее. При прогнозных расчетах для 114мм лифтовых труб в диапазоне проектных рабочих дебитов скважин можно принимать значение коэффициента, равное 0.018.

Так же в этой главе автором была предложена методика для обоснования количественной нормы резерва эксплуатационных скважин на основе вероятностного подхода. В общем случае обоснование резерва по скважинам является технико-экономической задачей, которая решается минимизацией целевой функции, представляющей собой сумму ущерба у потребителей газа вследствие ненадежной работы промысла и дополнительных затрат на повышение надежности за счет создания резерва скважин. Такой подход был использован, например, Ю.П. Коротаевым, А.Н. Дмитриевским, А.И. Гриценко. В работе автором предложен вариант решения задачи путем рассмотрения технологических факторов надежности с позиции теории вероятности. Для систем газодобычи экономически оправданным является высокий уровень надежности (W> 0,999). Достигнуть такого уровня надежности невозможно без резервирования. Существует два вида резервирования: нагруженный и ненагруженный. Как правило, на практике применяется нагруженный (иногда называют «горячим») резерв, когда запланированный отбор газа распределяется между всеми эксплуатационными скважинами включая и резервные. Поэтому скважины работают с дебитами ниже принятого среднего проектного и тем более, ниже максимально допустимого.

Таблица 2 - Бованенковское НГКМ, Залежь ТП_1-6. Коэффициенты гидравлического сопротивления по данным ГДИ 75-ти скважин УКПГ-2.

							№ куста
Средний	210	22	24	25	26	28	29	31	32	33	34	41	43	45	56	Среднее
дебит	Количество скважин в кусте
скважин	4	5	7	7	7	4	7	8	2	7	9	5	1	1	1	по
тыс.м3/	№ п/п	75 скв.
сутки	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	УКПГ-2
357	0.020	0.029	0.029	0.026	0.029	0.022	0.025	0.020	0.025	0.030	0.035	0.017	0.026	0.025	0.001	0.024
534	0.016	0.020	0.020	0.020	0.020	0.014	0.019	0.017	0.017	0.020	0.024	0.017	0.019	0.018	0.004	0.018
697	0.016	0.018	0.018	0.018	0.020	0.012	0.017	0.016	0.016	0.017	0.020	0.017	0.017	0.016	0.011	0.017
729	0.016	0.018	0.018	0.017	0.020	0.012	0.017	0.015	0.015	0.016	0.021	0.017	0.017	0.016	0.014	0.016
895	0.024	0.018	0.018	0.019	0.019	0.013	0.018	0.017	0.016	0.018	0.020	0.020	0.017	0.018	0.020	0.018
930	0.021	0.025	0.025	0.016	0.020	0.014	0.017	0.015	0.016	0.017	0.021	0.017	0.016	0.016	0.014	0.018
1094	0.016	0.017	0.017	0.018	0.020	0.015	0.017	0.015	0.016	0.016	0.026	0.015	0.016	0.016	0.010	0.017
Среднее
по кусту	0.018	0.021	0.021	0.019	0.021	0.015	0.019	0.016	0.017	0.019	0.024	0.017	0.018	0.018	0.010	0.018

Рисунок 4- Бованенковское НГКМ. Залежь ТП_1-6. Изменение коэффициента гидравлического сопротивления 114мм лифтовой колонны в зависимости от дебита скважин (q) и скорости газа на забое (v)

В моменты отказов по различным технологическим и геологическим причинам происходит временное увеличение дебитов скважин. Таким образом, резерв по скважинам есть по существу резерв по дебитам скважин, призванный обеспечить высокую надежность добычи газа.

В качестве основополагающих факторов риска при оценке коэффициента резервирования рассмотрим следующие:

1. Сезонная неравномерность потребления газа. Разница между дебитами в зимние и летние месяцы может достигать 50%. Часть этой разницы покрывается за счет эксплуатации в зимние месяцы с предельно допустимыми дебитами, которые превосходят средние рабочие дебиты на 18-20%. Остальные 10-12% должны покрываться только за счет резерва по скважинам. W₁=0, 88;

2. Возможность частичного выбытия скважин в связи с обводнением продуктивного горизонта. Как показывают расчеты на моделях при принятой схеме центрально группового размещения скважин на ТП_1-6 количество обводняющихся скважин, сосредоточенных в основном на периферии залежи может достигать 4.5- 5.0% от действующего фонда, W₂=0, 955;

3. Степень изученности месторождения и достоверность геологических построений при моделировании пласта. Известно, что все северные месторождения Ямала разведаны редкой сеткой скважин, и степень изученности геологического строения оставляет желать лучшего. Такие параметры залежи, как проницаемость пласта и эффективная газонасыщенная толщина, от которых напрямую зависит рабочий дебит скважины, могут быть определены с известной погрешностью. Даже для достаточно разведанных месторождений эта погрешность может достигать 5.5-6%, W₃=0, 945;

4. Вероятность отказа УКПГ и форс-мажорные обстоятельства. Так как месторождение только вводится в эксплуатацию, примем, что все технологическое оборудование современное и проходило необходимые приемочные испытания, но все же возможны сбои и форс-мажорные обстоятельства, поэтому принимаем фактор риска 1%, W₄=0, 99;

5. Степень важности месторождения в системе газоснабжения. Определяется добычными возможностями месторождения, его крупности и подготовленности к разработке в строго ранжированной системе освоения Ямальского региона. Бованенковское НГКМ является базовым месторождением в освоении региона и определяется 100% надежностью, W₅=1, 00.

При учете независимых факторов риска 1-5 надежность (вероятность фактическая) может быть вычислена по формуле:

W_ф = W₁*W₂*W₃*W₄*W₅

Для обеспечения уровня надежности W = 0.999 необходимо ввести резерв по скважинам R. Тогда W = W_{ф *}R. Окончательно имеем:

= (7)

Подставляем в (7) названные вероятностные оценки факторов риска:

Так как Бованенковское НГКМ является первенцем в освоении полуострова Ямал и первым крупным месторождением, введённым ОАО «Газпром» в промышленную эксплуатацию с 2001 года, необходимо отметить, что на данное месторождение ляжет высокая нагрузка по поддержанию требуемых отборов газа для обеспечения потребителей, как на внутреннем рынке, так и для выполнения договорных обязательств по экспорту. Эти факторы и предопределили выбор залежи ТП_1-6 в качестве базовой, на которую лягут все основные риски и пиковые нагрузки. В связи с этим коэффициент резерва по залежи ТП_1-6 был принят равным 1,245. Остальные залежи подключаются в разработку позднее для поддержания и продления периода постоянного отбора газа из месторождения, и поэтому коэффициент резерва по остальным залежам составит

Обоснование коэффициента резерва важно для корректного проведения расчётов и составления достоверного и надежного проекта разработки месторождения, в том числе и для построения адекватных гидродинамических моделей.

В третьей главе рассматриваются задачи, связанные с прогнозированием рациональных режимов работы скважин при их кустовом размещении. Для решения этих задач, в используемый специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» расчетный комплекс для 2Д-моделирования «KUST», был интегрирован созданный автором блок «PERFOR». Этот блок позволяет оценить добычные (проектные или плановые) возможности уже пробуренных, но еще не освоенных (не перфорированных) скважин, по которым имеются только данные промысловой геофизики. Эта задача была решена для терригенных субмассивных залежей сеномана и танопчинской свиты в период начала освоения Бованенковского месторождения, когда требовалось оценить возможность выполнения плана по добыче газа имеющимся разбуренным фондом в сжатые сроки и определить количество кустов скважин, необходимых для ввода в действие с целью обеспечения выполнения плана. Принципиальная схема расчетного комплекса «KUST» приведена на рисунке 5.

Один из геофизических методов (амплитуда самопроизвольной поляризации (ПС)) положен в основу не для непосредственного определения проницаемости, детерминированной геофизическим параметром, а для установления корреляционной связи геофизического параметра с проницаемостью, определенной по данным гидродинамических промысловых исследований скважины. Пример расчета по программе «PERFOR» приведен в таблице 3.

Рисунок 5. Принципиальная схема расчетного комплекса «KUST»

Теоретические основы определения проницаемости пластов с использованием корреляционной связи данных промысловой геофизики с результатами, полученными по материалам газодинамических исследований скважин, подробно рассмотрены и исследованы в диссертационной работе Ю.А. Перемышцева. Основная формула зависимости проницаемости по пластам от отклонения кривой спонтанной поляризации от линии глин, т.е. ДU_сп, имеет вид:

K_пр = [1+?U] exp[+ж₂], (8)

где ж₁== 0.1, ж₂== 2.08, С₁ =3.0, А_i - коэффициент

фильтрации (первый член в квадратичной формуле притока газа к скважине),

определяемый по результатам стационарных газодинамических исследований скважины, n - число скважин.

Таблица 3 - Бованенковское месторождение (залежь ТП _1-6). Расчетный профиль притока газа по скважине № 2504.

Общая эффективная толщина пластов:129.00 м

Общая вертикальная проекция эффективных толщин пластов: 89.54 м

Общая толщина пластов:220.0 м

Песчанистость продуктивного горизонта: 58.64 %

Общая рабочая толщина: 98.52 м (76.4%)

Депрессия: 0.13 кгс/см2.

Дебит скважины: 932 тыс.м3/сут.

Дебит скважины (по средним коэффициентам "А" и "B"):

928тыс.м3/сут.

Средние фильтрационные коэффициенты: А= 0.03; В=0.00001

Средневзвешенная по интервалу перфорации проницаемость 896 мД.

Проверка результатов вычислений осуществляется путем соблюдения условия при заданной, одинаковой для всех пропластков, пластовой депрессии т.е ДPу =idem.

Автором были обработаны все стандартные кривые СП по разбуренным скважинам Бованенковского месторождения, что позволило получить эмпирическую зависимость, представленную на рисунке 6.

Так же в главе сформулированы основные принципы создания локальных гидродинамических моделей (ЛГДМ). Предложено «вырезать» части общей газодинамической модели, ограниченной зоной гидродинамического влияния куста. Чтобы сохранить подобие всех характеристик системы фильтрационных потоков при использовании общей модели залежи на границе вырезанной области задаются граничные условия, изменяющиеся во времени. Такая модель приобретает статус относительно самостоятельной и постоянно действующей модели. Для того чтобы на этой модели решать задачи, изложенные выше, мы приходим к идее измельчения расчетной сетки и постоянной корректировки модели по фактической ситуации разработки залежи и при уточнении продуктивных и изменении технических характеристик (при проведении, например, капитального ремонта скважин или изменении режима эксплуатации при смене угловых штуцеров). Следует отметить, что работа по созданию ЛГДМ только начата, однако полученные результаты, приведенные в диссертации, уже показывают необходимость и перспективность этого направления исследований. Приводятся результаты расчётов скорости газового потока в хвостовиках скважин в зоне перфорации, показаны примеры формирования локальных воронок подъема воды к отдельным скважинам. На конкретных примерах оценена система вскрытия пласта, примененная на Бованенковском месторождении. Показаны преимущества и недостатки ее применения. В частности, подвеска башмака лифтовых труд выше зоны перфорации на 10-20м в ряде случаев не обеспечивает необходимой скорости газа для выноса с забоя скважины жидкой и твердой фаз.

Рисунок 6 - Бованенковское месторождение (залежь ТП _1-6).Зависимость проницаемости пласта от ?U_сп.

В таблице 4 представлено сопоставление расчетных дебитов (до перфорации) с фактическими дебитами, полученными после освоения и исследования скважин. Относительная величина погрешности определения дебита по расчетной методике составляет 7.2%, что позволяет судить о приемлемости предложенного метода. При наличии фактического коэффициента фильтрации А_р, определенного по результатам газодинамических исследований на стационарных режимах фильтрации, задача определения суммарных рабочих толщин и профиля притока значительно упрощается. По формуле

A_i = ,

где k_i - проницаемость i-го пропластка, h_i - мощность эффективная i-го пропластка, строится зависимость расчетного коэффициента A_i от нарастающей эффективной толщины прослоев в ранжированном по мере убывания проницаемости в разрезе (рисунок 7). Затем на оси ординат откладывается значение А_р и проводится прямая параллельная оси абсцисс. В точке пересечения с расчетной зависимостью находим суммарную рабочую эффективную толщину прослоев.

Рисунок 7 - Бованенковское месторождение (залежь ТП _1-6).Зависимость расчётного коэффициента A_i от нарастающей эффективной толщины.

В четвертой главе приводится тестирование расчетных пакетов, применяемых специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ», с расчетным гидродинамическим симулятором «МКТ», примененным в платформе «Национального Центра Развития Инновационных Технологий» («НЦ РИТ»), под руководством академика РАН Н.П. Лаверова, в котором автор принимал непосредственное участие.

Таблица 4 - Бованенковское месторождение. Залежь ТП_1-6. Сопоставление расчетных дебитов (до перфорации) с фактическими дебитами, полученных после освоения и исследования скважин.

№№скв	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Давление на устье, кгс/см2	119.5 (Ру = idem)
Расчетные дебиты скважин (до перфорации), тыс.м3/сут, (qрас)	726	881	952	958	928	931	804	800	954
Дебиты скважин после перфорации, тыс.м3/сут, (qфакт)	717	947	1173	924	912	984	759	779	920
Дq= qфакт - qрас	-9	+66	+221	-34	-16	+53	-45	-21	-34
Относительная погрешность % Дq/ qфакт	1.2	6.9	18.8	3.7	1.7	5.3	5.9	2.7	3.7

Средняя относительная погрешность по 9 скважинам куста составляет 7.2%. Основной вывод по результатам тестирования заключается в том, что для проектирования разработки газовых месторождений полуострова Ямал, приуроченных к сеноманским и танопчинским субмассивным залежам, в которых сосредоточено более 75% запасов газам стоящих на балансе в Государственной комиссии по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ), достаточно двумерное моделирование (2Д) объектов разработки, дающее практически тот же результат, что и при использовании пакетов для 3Д моделирования. При этом время расчетов на моделях 2Д несоизмеримо меньше, чем при использовании моделей 3Д, что позволяет осуществлять многовариантные оптимизационные расчеты при проектировании разработки. Основная цель исследований, результаты которых приведены в этой главе в дополнение к основной тематике диссертации, заключается в том, чтобы показать, что разработанные и используемые автором расчетные модули отвечают мировым стандартам и могут успешно применяться в практике проектирования разработки месторождений природного газа.

Основные выводы и рекомендации

На основании проведенных автором исследований, при выполнении диссертационной работы, получены следующие результаты:

1) Сформулированы основные принципы построения системы добычи газа на Ямале исходя из общих позиций системного анализа.

2) Разработан технико-экономический критерий оценки эффективности разработки месторождений региона. Предпочтение отдано критерию минимума общих приведенных затрат вследствие высоких удельных капитальных и эксплуатационных показателей при освоении региона. Показано, что для получения устойчивого решения оптимизационной задачи необходимо учитывать не только непосредственно затраты на разработку, но и затраты до начала освоения месторождений. Должны быть учтены затраты на развитие инфраструктуры, затраты непосредственно на разработку месторождений, а также затраты на геологоразведочные работы (ГРР) для наращивания ресурсной базы в перспективе.

3) Разработана и адаптирована с учетом требований рыночной экономики композиционная модель газодобывающего региона (полуострова Ямал) предназначенная для решения задач его разработки и стратегического планирования газодобычи на перспективу.

4) На основе расчетов, проведенных на построенных моделях, определены рациональные темпы истощения ресурсов газа по газодобывающему региону, которые составили 1.86 - 2% в год от текущих запасов газа региона (при оптимальном годовом отборе газа по каждому месторождению в размере 4% от подтвержденных запасов). Полученная разница в указанных оценках по экономическим позициям представляет собой плату за истощение невозобновляемых ресурсов газа по каждому конкретному месторождению.

5) С использованием полученного критерия оптимальности обоснован необходимый прирост ресурсов газа по региону и планирования ГРР на перспективу для выполнения задач стоящих перед ОАО «Газпром» по объемам добычи газа.

6) Предложена методика для обоснования количественной нормы резерва эксплуатационных скважин на основе вероятностного подхода, для Бованенковского месторождения.

7) Разработаны два модуля «LOKMOD» и «PERFOR», интегрированные в расчетный комплекс «KUST», предназначенные для решения ряда научных и прикладных задач, в частности оптимизация работы куста скважин и корректировка его добычных возможностей, минимизация депрессионных воронок, расчет профиля притока газа в скважине, списание запасов газа по объектам.

Публикации по теме диссертации

1. Д.Ю. Неутолимов. Комплексное моделирование разработки газового месторождения// Сборник тезисов докладов XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов./ «Проблемы развития газовой промышленности Сибири». г. Тюмень, май 2010 ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2010.- С. 127.

2. Д.Ю. Неутолимов, Ю.А. Перемышцев. Основные принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений полуострова Ямал с позиций системного анализа// Газовая промышленность.- 2012.- №11.- С. 29-33.

3. Д.Ю. Неутолимов. Обоснование резерва эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ// Газовая промышленность.- 2013.- №12. -С. 20-21.

Размещено на Allbest.ru

...