Что такое «Проектные решения» и «Проектные показатели»

Под разработкой газовых и газоконденсатных залежей понимается управление процессами движения в пласте флюидов к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Такое управление достигается посредством определенной системы разработки залежи.
Под системой разработки газовой (газоконденсатной) залежи понимается размещение необходимого числа эксплуатационных (и нагнетательных), наблюдательных и пьезометрических скважин, порядок ввода их в эксплуатацию и поддержание определенных, допустимых технологических режимов эксплуатации скважин.
Для отделения от газа конденсата и других ценных компонентов, и подготовки его к дальнему транспорту применяется соответствующая система обустройства промысла. Система обустройства включает поверхностное оборудование для сбора газа и конденсата, отделения конденсата, очистки газа от механических и других вредных примесей, осушки газа, компремирования и подачи газа потребителю или в магистральный газопровод.
Исходными данными для начала проектирования являются: 1) геолого-физическая характеристика залежей (объектов), 2) геологические и извлекаемые запасы газа и конденсата, 3) сопоставление проектных и фактических показателей, 4) исходные экономические нормативы.
Конечная цель проектирования разработки – это формулировка проектных решений. Конечным результатом является составление и согласование протокола ЦКР, где описываются исходные данные, принятые проектные решения, проектные показатели в форме Госплана.
Проектные показатели – это набор технологических показателей, определяющих объемы бурения, фонд скважин, уровни добычи газа конденсата, время работы и другие, представленные в табличном виде по годам на перспективу. Проектные показатели рассчитываются раздельно по категориям ВС1 и С2, по сумме категорий ВС1 + С2, по объектам разработки и в целом по месторождению, по лицензионным участкам.
К проектным решениям по разработке газовых и газоконденсатных месторождений относятся следующие положения:
1. Выбор и обоснование объектов разработки, которые могут быть основными, второстепенными, возвратными, разукрупнения, доразведки. (Объект разработки – пласт или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин);
2. Размещение скважин на объекте. При этом диапазон расстояний между газовыми скважинами может изменятся от 1000 до 3000 м, сетка скважин - равномерная, неравномерная, батарейная, линейная, кустовая;
3. Режим работы залежи: газовый или упруговодонапорный;
4. Система воздействия: отсутствует, т.е. естественный режим, закачка воды, закачка газа;
5. Фонд скважин, всего N, в т.ч. газовых- Nг, пьезометрических- Nп, наблюдательных - Nн, поглощающих - Np;
6. Фонд скважин к бурению, всего M, в т.ч. газовых - Mг, пьезометрических - Mп, наблюдательных - Mн, поглощающих – Mp;
7. Год выхода на постоянную добычу (например, 3 год);
8. Уровень добычи газа (например, 1 млрд. м3/год);
9. Период постоянной добычи (например, 5 лет);
10. Ввод ДКС (например, на 10 год);
11. Способ эксплуатации газовых скважин - фонтанный лифт с пакером или без пакера; плунжер - лифт или др.;
12. Дебит скважины и максимальная депрессия на пласт (например 500 тыс.м3/сут и 0.2 МПа);
13. Достижение утвержденного КИГ, КИК;
накопленная добыча газа с начала разработки;
накопленная добыча конденсата с начала разработки;
14. Программа геолого-технологических мероприятий;
15. Программа НИР (сейсмика, разведочное бурение, ГДИ, ПГИ, физико-химические исследования, керновые исследования, технологические исследования).
К основным проектным решениям по разработке газовых и газоконденсатных залежей относятся следующие положения:
1. Выбор объектов разработки.
2. Обоснование режима работы залежи.
3. Обоснование системы заводнения или сайклинг-процесса (при необходимости).
4. Фонд скважин.
Какие же методики позволяют обосновать эффективные проектные решения?
1. Для выбора газовой залежи как объекта разработки необходимо оценить две основные величины. 1) объем геологических запасов свободного газа, приходящиеся на 1 скважину (Qгеол.1.скв), который должен составлять не менее 1 млрд м3; 2). входной дебит газа (qг.вх) должен быть не менее 200 тыс.м3/сут.
Если дебиты скважин меньше указанных, то рассматриваются методы интенсификации (ГРП, бурение ГС, МЗС и др.). Если запасы газа на 1 скважину меньше допустимых, то предусматривается более редкая сетка скважин. Если после этого Qизвл и qн.вх менее допустимых, то анализируется возможность объединения двух или более пластов в один объект разработки.
Если же запасы рассматриваемого пласта небольшие (менее 20% от запасов месторождения) и он совпадает по площади с основным, то данный объект может быть возвратным, то есть скважины сначала эксплуатируются на основном объекте и когда отберут проектные запасы газа, после этого переводятся на возвратный объект.
2. Для определения и выбора режима работы газовой залежи необходима информация о работе скважин залежи за период пробной или промышленной эксплуатации. Газовые и газоконденсатные залежи в настоящее время, в основном, разрабатываются на естественном режиме. По методу падения давления можно определить режим работы залежи: газовый или упруговодонапорный (см. параграф 3.1).
В трехмерной гидродинамической модели задается влияние законтурных вод (водоносный горизонт или, так называемый, аквифер, англ. aquifer), который оценивается на основе данных эксплуатации залежи.
3. Для газоконденсатных месторождений (залежей) рассматривается реализация сайклинг-процесса, который возможен при условии конденсатного фактора более 200 г/м3.
4. Максимальный фонд скважин рассчитывается, исходя из запасов свободного газа залежи и минимальных запасах газа на 1 скважину. В данном случае запасы газа на 1 скважину принимаем равными 1 млрд м3. Тогда фонд составит N=Qгеол/1,0. Это и есть максимальный фонд скважин.
Для примера приведем проектные решения по разработке Сыск-инского газового месторождения, расположенного на территории ХМАО.
1. Объект разработки: пласты П + КВ (рис.4.1, 4.2);
2. Разбуривание осуществляется кустовым способом по 1-2 скважине в кусте, по неравномерной сетка скважин плотностью 400 га;
3. Режим работы залежи – упруговодонапорный;
4. Система разработки – естественный режим;
5. Фонд скважин 16, в т.ч. газовых – 9, наблюдательных– 4, пьезометрических – 3;
6. Фонд скважин к бурению – 9, в т.ч. газовых – 9 (из них 8 с ГС);
7. Год выхода на постоянную добычу – 1 год;
8. Уровень добычи газа - 988,2 млн. м3;
9. Период постоянной добычи – 5 лет;
10. Год ввода ДКС мощностью 5,1 МВт – 3-й год;
11. Конструкция скважин: кондуктор – 245 мм, экспл. колонна 168мм с установкой хвостовика 114мм, способ добычи - фонтанный лифт (НКТ диаметром 89 мм без пакера);
12. Режим работы скважин: дебит газа - 355-710 тыс. м3, максимальная депрессия – 0,5 МПа.
13. Достижение КИГ – 80,8 %; накопленная добыча газа с начала разработки – 6983 млн. м3;
14. Реализация программ ГТМ: бурение ГС, глубокопроникающая перфорация, ОПЗ, РИР, обработка ПАВ с метанолом, для предупреждения гидратообразования – подача метанола;
15. Реализация программы НИР.


Рис.4.1. Схема расстановки скважин

Рис. 4.2. Схема сбора и транспорта