GEOLOGICAL AND FIELD JUSTIFICATION OF TECHNOLOGICAL, TECHNICAL AND ECONOMIC CRITERIA FOR THE DEVELOPMENT OF CENOMANIAN GAS DEPOSITS IN CONDITIONS OF REDUCED RESERVOIR PRESSURE IN THE URENGOY GAS FIELD)

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА В УСЛОВИЯХ СНИЖЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (НА ПРИМЕРЕ УРЕНГОЙСКОГО ГКМ)

Научная статья

Келигов М.-Б.С.*

Тюменский Индустриальный Университет, Тюмень, Россия

* Корреспондирующий автор (rem-06[at]list.ru)

Аннотация

В связи с нарастающим истощением нефтяных месторождений за последние два десятилетия первоочередной задачей топливно-энергетических компаний является оценка критериев, позволяющих определить эффективность разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления. Существуют технологические и технико-экономические критерии разработки.

В данной статье рассматривается геолого-промысловое обоснование технологических и технико-экономических критериев разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления (на примере Уренгойского ГКМ).

Целью данной статьи является анализ технологических и технико-экономических критериев разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления.

 Задачи статьи:

- характеристика критериев разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления;

- разработка методики оценки разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления.

Практическое значение статьи заключается в том, что исследование может быть использовано для обоснования технологических и технико-экономических критериев разработки сеноманских залежей газа в условиях сниженного пластового давления.

Ключевые слова: критерии разработки сеноманских залежей газа, технологические критерии, технико-экономические критерии, сниженное пластовое давление.

GEOLOGICAL AND FIELD JUSTIFICATION OF TECHNOLOGICAL, TECHNICAL AND ECONOMIC CRITERIA FOR THE DEVELOPMENT OF CENOMANIAN GAS DEPOSITS IN CONDITIONS OF REDUCED RESERVOIR PRESSURE IN THE URENGOY GAS FIELD)

Research article

Keligov M.-B. S.*

Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia

* Corresponding author (rem-06[at]list.ru)

Abstract

Due to the increasing depletion of oil fields over the past two decades, the primary task of fuel and energy companies is to assess the criteria for determining the effectiveness of the development of Cenomanian gas deposits in reduced reservoir pressure. There are technological, technical and economic criteria for development.

This article discusses the geological and field justification of technological and technical and economic criteria for the development of Cenomanian gas deposits in conditions of reduced reservoir pressure using the Urengoy gas field as a primary example.

The purpose of this article is to analyze the technological, technical and economic criteria for the development of Cenomanian gas deposits under conditions of reduced reservoir pressure.

 The current research has the following objectives:

- characterize the criteria for the development of Cenomanian gas deposits in conditions of reduced reservoir pressure;

- develop a methodology for assessing the development of Cenomanian gas deposits in conditions of reduced reservoir pressure.

The practical significance of the article lies in the fact that the study can be used to justify the technological, technical and economic criteria for the development of Cenomanian gas deposits in conditions of reduced reservoir pressure.

Keywords: criteria for the development of Cenomanian gas deposits, technological criteria, technical and economic criteria, reduced reservoir pressure.

Введение

Как известно, на поздних стадиях разработки газового месторождения может возникнуть множество осложнений, которые могут ухудшить условия эксплуатации и снизить производственные мощности газового месторождения.

В настоящее время на Уренгойском газоконденсатном месторождении (УГКМ) количество газовых скважин, работающих в условиях сниженного пластового давления (с учетом накопления призабойной жидкости) в сеноманской залежи составляет 37% от общего фонда скважин.

Основные результаты

Оценка текущего энергетического состояния сеноманской залежи Уренгойского месторождения является особенно актуальной на стадии падающей и завершающей добычи газа в условиях значительного снижения пластового давления при активном внедрении пластовой воды, разрушении призабойной зоны добывающих скважин, снижении дебитов и устьевых давлений и др. [1].

На рисунке 1 в виде блок-схемы проиллюстрированы причины и следствия падения пластового давления на падающей стадии разработки месторождения.

Рис. 1 – Причины и следствия падения пластового давления на падающей стадии разработки месторождения

 

На практике, как для оперативной оценки, так и для более глубокого анализа существуют несколько способов определения среднего пластового давления в залежи с учетом сжимаемости газа. Одним из достоверных является способ вычисления приведенного среднего пластового давления как средневзвешенного по газонасыщенному поровому объему залежи [2].

Величину текущего средневзвешенного пластового давления определяют с использованием карт текущих изобар и эффективных газонасыщенных толщин. Современные подходы позволяют находить величину текущего средневзвешенного пластового давления с использованием трехмерных цифровых моделей залежи, что на данном этапе особенно актуально, учитывая огромный опыт и историю разработки Уренгойского месторождения. Способ «взвешивания давления» по всему объему залежи, включая периферию и недренируемые зоны месторождения, дает наиболее объективную оценку определения среднего пластового давления залежи.

В научной литературе по разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений хорошо описаны способы вычисления текущего среднего пластового давления в залежи, которые можно использовать для оперативной оценки. Например, приведенное среднее пластовое давление залежи можно определить путем «взвешивания» по удельным объемам дренирования скважин. Такой способ осреднения можно использовать для оценки запасов газа с учетом данных истории разработки. Одним из условий его достоверного применения является полное и равномерное дренирование залежи [3].

Другой способ определения приведенного среднего пластового давления – «взвешивание» по дебитам скважин – применяется, когда залежь разбурена одиночными скважинами. Наиболее распространенным способом является вычисление приведенного среднего пластового давления как среднего арифметического по всем скважинам. Данный способ является простым и оперативным, но более приемлем в случае, когда разработка залежи характеризуется равномерной отработкой по площади и разрезу, а условия дренирования остаются неизменными в процессе эксплуатации.

Все эти способы используются при анализе и контроле за разработкой, оценке объемов дренирования залежи, но их применимость, например для подсчета запасов газа, ограничена при упруговодонапорном режиме по причине влияния внедрения пластовой воды и изменения пористости [4].

При планировании производства и реализации продукции УГКМ использует целую систему показателей. Планируемый объем добычи и фактический объем добычи газа измеряются в натуральном и денежном выражении [5].

К естественным показателям относятся:

а) добыча газа (Q_r) в тыс. м³;

Расход газа на вспомогательные нужды называется нетоварным потреблением (Р_НТ). Если из общего объема производства (Q_w) вычесть некоммерческое потребление, мы получим объем товарного газа, проданного на рынок (Q_t);

б) Объем товарного газа — это количество газа в тысячах м³, поставленное для поставки сторонним потребителям.

Добыча газа в основном зависит от количества скважин и их использования.

Основная часть скважин — это эксплуатационный фонд. Структуру эксплуатационного фонда составляют действующие и бездействующие скважины. Действующий фонд, в свою очередь, представляет собой добывающие скважины, а также скважины, находящиеся в бездействии менее одного календарного месяца [6].

В соответствии с принятой методологией работы скважины, на которых добывался газ, которые были остановлены и снова введены в эксплуатацию в том же или в следующем месяце, в конце обоих месяцев числятся в качестве активного фонда. Например, если скважина дает газ 1 января и в период с 2 января по 15 февраля, она ремонтируется и снова вводится в эксплуатацию, а затем в конце января и феврале эта скважина вносится в действующий фонд, даже если она отремонтирован за 45 дней. К неактивным скважинам относятся скважины, которые не работали более одного календарного месяца. Такие скважины могут перестать работать в этом году или в предыдущие годы [7].

Эксплуатационный фонд газовых скважин УГКМ представлен на рисунке 1.

Рис. 2 – Структура фонда газовых скважин УГКМ

 

Кроме того, старые действующие скважины делятся на передаточные и восстановительные. В первую группу входят скважины, которые работали (не менее нескольких часов) и добывали газ в предыдущем плановом месяце. Вторую группу составляют скважины, введенные в эксплуатацию на этапе планирования.

Чтобы своевременно планировать и анализировать использование скважин в эксплуатации, используются два критерия: коэффициент использования скважины и коэффициент эксплуатации. В этом случае эксплуатация скважины и время простоя планируются с учетом времени работы скважины [8].

Одним из временных периодов является скважино-месяц. Он составляет 720 скважино- часов или 30 дней работы скважины.

Месяц работы скважины, занесенный в рабочий фонд скважины С_ч.э, характеризуется общим календарным временем, в течение которого скважина числится в активном фонде.

Месяц работы скважин, указанных в фонде действующих скважин С^′_ч.д, представляет собой общее количество активных скважин в графике.

Месяцы эксплуатации скважины (использованные) С'р представляет собой общее время работы скважин в эксплуатации, то есть время, в течение которого скважина производит добычу [9].

Наиболее важным показателем работы фонда газовых скважин является коэффициент использования скважин, равный отношению времени работы всех скважин к времени работы действующих скважин:

Ки= Чр/ Чк.э= Др/ Дк.э= С′р/ С′ч.э

(1)

где К_и - коэффициент использования скважин;

 Ч_р - суммарное временя работы всех скважин, скв.час;

 Ч_к.э. - суммарное календарное временя работы эксплуатационного фонда скважин, скв.час.

Также не менее значимым показателем является коэффициент эксплуатации скважин, равный отношению времени работы всех скважин к времени работы общего фонда скважин:

Кэ.= Чр/ Чк.д= Др/ Дк.д= С′р/ Сч.д,

(2)

где К_э. - коэффициент эксплуатации скважин;

 Ч_к.д. - суммарное календарное временя действующего фонда скважин, скв.час.

Д_р. - время работы скважин, скв.сут.

С'р - общее время работы скважин в эксплуатации

С^′_ч.д - общее количество активных скважин в графике

Коэффициент эксплуатации, характеризующий своевременное использование наиболее активной части скважин, имеет первостепенное значение при планировании и анализе результатов добычи.

Скорость добычи характеризует дебит скважины. Различают среднесуточные и среднемесячные дебиты, определенные в зависимости от времени работы скважин:

qсут.= Qг. / Др

(3)

где q_сут. - среднесуточный дебит скважин, тыс.м³;

 Q_г. - общий дебит, тыс.м³;

 Д_р. - время работы скважин, скв.сут.

Дебит в месяц на работающую скважину рассчитывается как отношение общей добычи газа к количеству месяцев работы газовой скважины:

qc.p. = Qг. / С′р.,

(4)

где q_c.p. - средний дебит на один скважино-месяц отработанный, тыс.м³;

 С′_р. - количество отработанных скважино-месяцев;

Дебит на один скважино-месяц, числившихся по действующему фонду скважин, определяется отношением:

qc. д. =Qг. / С′ч.р.,

(5)

где q_c.д. - Дебит на один скважино-месяц, числившихся по действующему фонду, тыс.м³.

Среднесуточный дебит и дебит эксплуатационных скважин за месяц определяют показатель продуктивности скважин.

Добыча газа характеризуется постепенным истощением месторождения с постепенным снижением пластового давления и дебита скважин. При планировании и анализе качества используются показатели, отражающие изменение продуктивности скважины, коэффициент изменения месячного дебита, отношение среднесуточного дебита следующего месяца к дебиту:

R= qсут.2 / qсут.1,

(6)

где R - коэффициент месячного изменения дебита;

 q_сут.² - среднесуточный дебит за последующий месяц, тыс.м³;

 q_сут.¹ - среднесуточный дебит за предыдущий месяц, тыс.м³.

Основными целями деятельности УГКМ являются добыча газа и конденсата, подготовка месторождений и доставка газа потребителям.

Обоснование объемов добычи газа проводится Департаментом геологии с учетом среднесуточных дебитов новых и старых скважин, ввода новых скважин и количества скважин в эксплуатации на конец года.

Для расчета добычи газа на плановый период составляется план организационно-технических мероприятий, определяющий работу скважин.

По фактическим данным в предыдущем периоде определяют среднесуточную добычу газа и коэффициент эксплуатации старой скважины. В соответствии с вышеуказанными параметрами, определяется среднесуточная добыча новой скважины и рассчитывается коэффициент добычи новой скважины в соответствии с режимом эксплуатации и обработки скважины. Расчет дебита газа рассчитывается отдельно для старых и новых скважин.

Основная цель проектирования разработки месторождения при пониженном пластовом давлении - доказать, что это лучшая система для разработки и планирования добычи природного газа. Проблемы оптимизации разработки газовых месторождений многогранны [10].

Решению проблемы оптимизации разработки газовых и конденсатных месторождений были посвящены работы многих отечественных и зарубежных авторов.

Некоторые авторы заметили признаки сложных или крупных систем на месторождениях природного газа и конденсата, которые требуют системного подхода к их проектированию, анализу и исследованию.

Поиск наилучшей системы для разработки газовых месторождений предполагает ограничение количества конкурирующих вариантов на основе критериев выбора.

При оптимизации системы развития критериев оценки работы газового месторождения, следует учитывать множество факторов.

Предлагается функция оценки эффективности процесса разработки месторождения по экономическим показателям. То есть предлагается оценивать эффективность разработки месторождения математическими методами.

При решении аналитических и учетных задач расчеты по модели должны выполняться в режиме технологии расчета и мониторинга (RTM), когда рабочие параметры и фактический расход и результаты различны. Как исходные данные, эти данные должны быть воспроизведены на модели с приемлемой точностью (см. таблицу 1).

 

Таблица 1 – Характеристики основных задач моделирования критериев разработки сеноманских залежей в условиях пониженного пластового давления

	Основные задачи моделирования критериев разработки
	Предпроектный этап	Этап учета и анализа	Этап планирования	Этап развития
Объект	Отдельные критерии	Отдельные критерии, их взаимосвязь	Отдельные критерии, их взаимосвязь	Отдельные критерии, их взаимосвязь
Режим	Прогнозирование критериев	Мониторинг предложенных критериев, обработка результатов	Прогнозирование критериев	Прогнозирование критериев
Средства	Системы технологического моделирования, балансовые модели	Системы технологического моделирования, балансовые модели	Балансовые модели	Балансовые модели

 

В то же время модель настраивается в соответствии с реальными параметрами и показателями процесса добычи газа. Кроме того, большой объем конкретной информации о потоке не может быть получен путем прямого измерения или является чрезвычайно дорогостоящим. Исходя из сложности полученной информации и ее детального анализа, можно оценить показатели эффективности существующей технологии. Технология моделирования системы (STM) должна использоваться в качестве основного инструмента RTM, однако, в зависимости от требуемой детализации, может использоваться расширенная модель равновесия или набор моделей STM и их равновесия, особенно если необходимо учитывать добытое сырье, включая газоконденсатную продукцию. 

Заключение

Анализ практики проектирования показателей эффективности разработки и размещения месторождений, планирования добычи и подготовки углеводородного сырья показывает, что вся система добычи углеводородного сырья на месте обычно не учитывается в производственном плане. Это может привести к трудностям в процессе добычи газа в условиях сниженного пластового давления.

Анализ современных методов моделирования показателей процесса добычи газа в условиях сниженного пластового давления выявил их недостатки, а именно не учитывается последовательность сложных систем в процессе добычи, в связи с чем разработан способ балансового моделирования критериев, характеризующих оценку процесса добычи газа.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Р Газпром 2-3.3-556-2011. Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам. – М. : ОАО «Газпром», 2011. – 22 с.
2. Минликаев В.З. Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Ю. Корякин и др. // Газовая промышленность – 2014. – № 3. – С. 85-88.
3. Минликаев В.З. Опыт эксплуатации сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов и др. // Газовая промышленность – 2015. – № 5. – С. 85-88.
4. Шулятиков В.И. Опыт применения и дальнейшие перспективы внедрения технологий и оборудования для контроля и эксплуатации скважин месторождений Большого Уренгоя / В.И. Шулятиков, Г.М. Гереш, А.А. Плосков // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса.: Сб. науч. тр. ООО «Газпром добыча Уренгой». – М. : «Издательский дом Недра», 2013. – С. 349-357.
5. Минликаев В.З. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Г. Глухенький и др. // Газовая промышленность, 2010. – № 2. – С. 76-77.
6. Берлин М.А. Переработка нефтяных и природных газов / М.А. Берлин, В.Г. Гореченков, Н.П. Волков. – М.: Химия, 1981. – 472 с.
7. Шешуков Н.Л. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных месторождений / Н.Л. Шешуков. – Учебное пособие. – Тюменский государственный нефтегазовый университет – Тюмень, 2013. – 100 с.
8. Голик, В.И. Подземная разработка месторождений: Учебное пособие / В.И. Голик. - М.: Инфра-М, 2017. - 384 c.
9. Покрепин, Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие / Б.В. Покрепин. - СПб.: Профессия, 2015. - 318 c.
10. Покрепин, Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие / Б.В. Покрепин. - Рн/Д: Феникс, 2018. - 224 c.

Список литературы на английском языке / References in English

1. R Gazprom 2-3. 3-556-2011. Rukovodstvo po jekspluatacii skvazhin senomanskih zalezhej po koncentricheskim liftovym kolonnam [Manual for the operation of wells of the Cenomanian deposits on concentric lift columns]. - M.: OAO "Gazprom", 2011. - 22 p. [in Russian]
2. Minlikaev V. Z. Novyj jetap sovershenstvovanija tehnologij jekspluatacii skvazhin senomanskih zalezhej [New phase of technology to improve the operation of wells Cenomanian deposits] / V.Z. minlikaev, D. V. Dikanov, A. Y. Koryakin, etc. // Gazovaja promyshlennost' [Gas industry in 2014]. – No. 3. – P. 85-88. [in Russian]
3. Minlikaev V.Z. Opyt jekspluatacii senomanskoj zalezhi Urengojskogo NGKM, oborudovannoj koncentricheskimi liftovymi kolonnami [operating Experience of the Cenomanian deposits of the Urengoy oil and gas condensate field, equipped with concentric Elevator columns] / VZ Minlikaev, D. V. Dikanov, S. V. Mazanov et al. // Gazovaja promyshlennost' [Gas industry]. – 2015. – No. 5. – P. 85-88. [in Russian]
4. Shulyatikov V. I. Opyt primenenija i dal'nejshie perspektivy vnedrenija tehnologij i oborudovanija dlja kontrolja i jekspluatacii skvazhin mestorozhdenij Bol'shogo Urengoja [Experience of application and future prospects of the introduction of technology and equipment for the control and operation of oil wells Big Urengoy] / VI Shulyatikov, G. M. Gerês, A. A. Plaskow // Prioritetnye napravlenija razvitija Urengojskogo kompleksa.: Sb. nauch. tr. OOO «Gazprom dobycha Urengoj» [Priority directions of development of the Urengoy complex.: Sat. nauch. Tr. OOO "Gazprom dobycha Urengoy"]. – M. : "Publishing house Nedra", 2013. – P. 349-357. [in Russian]
5. Minlikaev V.Z. Jekspluatacija samozadavlivajushhihsja skvazhin v uslovijah zavershajushhego jetapa razrabotki mestorozhdenija [Operation samosudova holes in the final stage of field development] / VZ minlikaev, D. V. Dikanov, A. G. Glukhenkiy, etc. // Gazovaja promyshlennost' [Gas industry], 2010. – No. 2. – P. 76-77. [in Russian]
6. Berlin M. A. Pererabotka neftjanyh i prirodnyh gazov [Processing of oil and natural gases / M. A. Berlin, V. G. Gorechenkov, N. P. Volkov. - M.: Khimiya, 1981 – - 472 p. [in Russian]
7. 7.Sheshukov N. L. Sbor i podgotovka produkcii gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij [Collection and preparation of products of gas and gas condensate fields] / N. L. Sheshukov. - Study guide. - Tyumen State Oil and Gas University-Tyumen, 2013. - 100 p. [in Russian]
8. Golik, V. I. Podzemnaja razrabotka mestorozhdenij [Underground development of deposits]: Textbook / V. I. Golik. - M.: Infra-M, 2017. - 384 p. [in Russian]
9. Pokrepin, B. V. Razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Development of oil and gas fields]: Textbook / B. V. Pokrepin. - St. Petersburg: Profession, 2015. - 318 p. [in Russian]
10. Pokrepin, B. V. Razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Development of oil and gas fields]: A textbook / B. V. Pokrepin. - Ph/D: Phoenix, 2018. - 224 p. [in Russian]