Лурьева И.И.

Институт нефти и газа, Туркменистан

КЛАССИФИКАЦИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка газовых месторождений является сложным трудоёмким и высокозатратным процессом. На всех стадиях освоения природных углеводородных ресурсов, начиная от разведки месторождения, разбуривания эксплуатационных и наблюдательных скважин, обустройства наземной части крупногабаритными очистными сооружениями, сборными линиями и, заканчивая, длительной эксплуатацией всех построенных объектов, встречается множество геологических, технологических и организационных проблем.

Рассмотрим осложнения, которые встречаются непосредственно на стадии разработки газовых месторождений.

Геологические осложнения. К геологическим осложнениям процесса разработки можно отнести:

1) неоднородность продуктивного пласта:

- наличие в разрезе большого количества пластов-коллекторов или, наоборот, наличие единственного продуктивного горизонта;

- наличие тектонических нарушений и изолированных блоков в пределах одного пласта; малая толщина и слоистость продуктивного горизонта;

- большой этаж газоносности, когда давление и температура пласта на кровле и подошве различиается более, чем на 5 %;

- наличие «целиков» реликтовых вод в пределах газоносного поля; большие глубины залегания продуктивных пластов, что связано с аномально-высокими в начале разработки и аномально-низкими пластовыми давлениями на завершающей стадии;

- высокая вертикальная и низкая горизонтальная проницаемости газонасыщенного коллектора при наличии подошвенных пластовых вод;

2) неоднородность состава газа:

- наличие в составе газа сероводорода малой концентрации (менее 1 %), когда извлечение элементарной серы нерентабельно;

- наличие в природном газе сероводорода высокой концентрации (более 3 %), когда всё наземное и подземное газопромысловое оборудование должно быть выполнено из специальных коррозионно-устойчивых легированных материалов;

- высокое содержание этана (более 3 %), когда весь процесс добычи и переработки природного газа должен быть направлен на получение производных этана (этанола, полиэтилена и т.д.);

- высокое содержание конденсата, который является не только ценным химическим сырьём, но и важной составляющей двухфазного потока в газовых скважинах. С одной стороны все технологические усилия должны быть направлены на извлечение ценных компонентов. С другой – из-за разности агрегатных состояний и плотности газа и конденсата, происходят фазовые превращения углеводородных смесей как в призабойной зоне, так и по стволу скважин.

Технологические осложнения. Эта группа проблем, возникающих при разработке газовых месторождений тесно связана с геологическими осложнениями:

1) размещение скважин:

- добыча газа единичными скважинами, когда эксплуатационный фонд составляет 1-2 скважины, на месторождениях с малой площадью и запасами;

- действующий эксплуатационный фонд составляет несколько десятков или сотен скважин. При этом возникает множество вопросов, касающихся системы размещения скважин по площади месторождения, системы сбора газа; обслуживания, исследования и контроля за работой фонда;

- необходимость в разделении фонда скважин на нагнетательные, перепускные, резервные и непосредственно добывающие;

2) управление процессом обводнения пластов и скважин:

- использование положительных (поддержание пластового давления, эффективное вытеснение газа водой) и сведение до минимума отрицательных (избирательное обводнение пластов и выбытие скважин и обводнённых горизонтов из эксплуатационного фонда) сторон проявления водонапорного режима;

- проведение водоизоляционных работ, дострел продуктивных горизонтов, перевод скважин на другой горизонт;

- перепуск пластовой воды в другой горизонт или её изоляция с помощью организации водонепроницаемых барьеров;

3) управление составом добываемого газа:

- изменение фильтрационных потоков с целью раздельной добычи сероводородсодержащего и бессернистого природного газа;

- раздельная сетка скважин для горизонтов, содержащих сероводород и бессернистых горизонтов;

- способы поддержания пластового давления с целью исключения выпадения конденсата в пласте и призабойной зоне скважин;

4) эксплуатация части эксплуатационных скважин в осложнённых условиях:

- добыча влажного газа при наличии большого количества конденсационных вод;

- добыча обводнённого газа при наличии высокоминерализованных пластовых вод;

- добыча газа, содержащего углекислый газ и сероводород. При этом требуется постоянное или периодическое ингибирование подземного и наземного оборудования;

- глушение и освоение скважин при аномально-низких пластовых давлениях;

- высокий износ оборудования при длительной эксплуатации больших по запасам газовых месторождений;

- проведение мероприятий по интенсификации притока газа (гидроразрыв, солянокислотные обработки и др.).

Организационные осложнения процесса разработки связаны, в основном, со следующими факторами:

1) привлечение больших объёмов инвестиций в краткие сроки для строительства скважин, шлейфов и очистных сооружений;

2) строительство дорогостоящих стационарных дожимных компрессорных станций на поздних стадиях эксплуатации;

3) покрытие сезонной неравномерности добычи газа, которое может выражаться в форсировании производства и использовании производственных мощностей (выше среднего показателя в осенне-зимний период) или снижении объёмов добычи (ниже среднего в весенне-летний период) и даже остановке части скважин;

4) строительство подземных хранилищ газа также для управления сезонной неравномерностью отбора газа или из-за нестабильного потребления газа транспортирующими организациями;

5) аварии на крупных магистральных газопроводах;

6) строительство новых трансконтинентальных газовых магистралей;

7) нестабильность политической обстановки при экспорте газа в другие страны.

Решение каждого из перечисленных осложнений является комплексной технико-экономической задачей. При наличии нескольких признаков, осложняющих процесс разработки газовых месторождений, следует выбрать фактор, оказывающий наибольшее влияние или имеющий приоритет с точки зрения защиты экологии окружающей среды, создания благоприятных условий для жизни населения или экономики государства.

На наш взгляд наибольшее влияние на выбор технологии разработки газовых месторождений оказывают геологические осложнения. В рамках решения проблем разработки газовых месторождений при водонапорном режиме мы предложили технологию перепуска пластовой воды в выше- или нижележащий пласт-коллектор.

Способ может быть применен более эффективно в начальной стадии обводнения фонда эксплуатационных скважин, так как при этом потребуются меньшие затраты на переоборудование скважин и подготовку газа к транспорту, а также предотвратится сброс на поверхность даже малых количеств пластовой воды, отделенной от добываемого газа.

В зависимости от геолого-промысловых условий, предлагаемый способ разработки обводненной газовой залежи может осуществляться по различным технологическим схемам.

1. Пусть пласт однородный и разбурен по равномерной сетке. Это идеализированный случай, предполагающий равномерное обводнение. Перепуск пластовой воды следует начинать после появления воды в продукции скважин не только первого, но и второго от ГВК, рядов. При этом первый ряд скважин переводится в перепускные, а сквашены второго и последующих рядов остаются эксплуатационными. Одновременный перепуск пластовой воды в выше- или нижележащий пласт-коллектор и добыча газа создадут в пласте следующую гидродинамическую ситуацию. Перепуск пластовой воды будет препятствовать ее поступлению в газовую залежь и как бы оттянет часть уже внедрившейся воды в пласт-коллектор. Дебитом эксплуатационных скважин необходимо стабилизировать границу раздела сухой и обводненной зон пласта, при этом в пласт-коллектор будет попадать только растворенный в пластовой воде газ, который можно добыть системой имеющихся эксплуатационных скважин после сформирования в нем искусственной залежи.

2. Если пласт неоднородный, происходит его избирательное обводнение. Начало перепуска пластовой воды - после обводнения части скважин первого ряда и появления пластовой воды в продукции скважин второго ряда. Таким образом, перепускные скважины (первого от ГВК ряда) работают в зоне пласта с улучшенной проницаемостью для воды, и возможно успешное осуществление "осушки" обводнившейся части залежи и предотвращение дальнейшего обводнения залежи.

3. Если произошло обводнение всего фонда скважин, пластовое
давление достаточно высокое при низком коэффициенте газоотдачи.
Перепуск воды следует начинать через центральный ряд скважин с
целью осушки свода залежи. Затем центральный ряд скважин
возвращают в фонд эксплуатационных, а следующий, ближе к текущему ГВК, ряд скважин переводят в фонд перепускных. Таким образом происходит "осушка" обводненного пласта, а описанная манипуляция скважинами продолжается до тех пор, пока в перепускные не переводятся скважины ряда, ближайшего к ГВК. Эти скважины и будут служить для перепуска вновь поступающей пластовой воды на весь период разработки.

4. Для крупных по запасам обводненных залежей можно воспользоваться сеткой равномерно распределенных перепускных и эксплуатационных скважин. Перепуск пластовой воды по такой схеме следует осуществлять до тех пор, пока не удастся "осушить" всю центральную часть залежи, окруженную перепускными скважинами. Затем скважины центральной части переводятся в экспуатационые, а скважины, ближайшие к ГВК, остаются перепускными и предотвращают повторное обводнение свода залежи.

5. При сводовом и блоковом размещении скважин обводнение эксплуатационного фонда может привести к низким коэффициентам конечной газоотдачи. Это будет сопровождаться наличием больших участков макрозащемленного газа под высоким пластовым давлением, не охваченных фондом добывающих скважин. В этом случае необходимо добурить скважины для перепуска пластовой воды.

6. При сводовом размещении скважин перепускные скважины добуриваются параллельно ГВК и включаются в работу при обводнении крайних добывающих скважин на своде залежи. При блочном размещении скважин на направлениях активного внедрения пластовой воды необходимо добурить перепускные скважины на расстоянии от блока не более, чем расстояния между скважинами в нем.

7. Если месторождение представлено многопластовой структурой
и разработка ведется сверху вниз, то есть на все пласты совместная и раздельная сетка скважин, то внедряющуюся в разрабатываемый
или группу одновременно разрабатываемых пластов воду можно
перепустить в отработанный вышележащий пласт.

Таким образом, на основании предложенной классификации осложнений при разработке газовых месторождений, нам удалось предложить технологические решения по размещению скважин, их назначению, технологии эксплуатации и т.д. в зависимости от геолого-промысловых условий реальных месторождений.