Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
9
Европы связаны с развитием газонефтедобывающего комплекса полуострова Ямал и разработкой месторождений на арктическом шельфе России.
Ямальская группа газовых месторождений занимает особое место в перспективных планах развития топливно-энергетического комплекса России и в обеспечении экспортных поставок газа. Началась реализация крупного проекта Ямал—Европа.
В перспективных планах развития ОАО "Газпром" особая роль отводится освоению нижних газоконденсатных горизонтов ресурсов полуострова Ямал и его шельфовой зоны. Потенциальные возможности производства жидких углеводородов на открытых месторождениях Ямала оцениваются в 10—12 млн. т в год, что может быть достигнуто в 2015—
2020 гг.
В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя. Раньше, когда роль газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны была меньше, вопросы надежности добычи не стояли так остро, как сейчас, и у нас нет права оставить без тепла и электроэнергии население и промышленность даже на короткий срок.
Наиболее эффективный путь решения проблем надежности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса.
Надежность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения гидродинамических и акустико-гидродинамических исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования. Из анализа разработки выработанных месторождений России следует, что средний коэффициент газоотдачи по ним составляет 70 %. Как показывают теоретические разработки, подтвержденные промысловым опытом, вначале более интенсивно вы-
10
рабатываются высокопроницаемые прослои, за ними вступают обычные, менее проницаемые коллекторы и, наконец, на завершающей стадии разработки низкопроницаемые плотные коллекторы или прослои с низкой газонасыщенностью.
Традиционный подход к проектированию разработки месторождений природного газа, который длительный период времени применялся на практике, провозглашал, согласно нормативам (Государственной комиссии по запасам — ГКЗ), возможность практически полной добычи газа из любой залежи, с одной стороны, и целесообразность получения максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой. Анализ огромного фактического материала и его сравнение с проектными решениями, основанными на традиционном подходе, показали их неадекватность. Научные представления о процессах добычи газа оказались значительно сложнее, чем это представлялось согласно традиционной стратегии.
Изменение экономической ситуации в стране и переход к рыночной экономике еще более акцентировали изъяны традиционного подхода. Объективная реальность потребовала коренных изменений в подходах к добыче газа.
Были установлены следующие принципиальные факты и научные представления о газовых скважинах и залежах:
скважины, работающие с энергосберегающими дебитами, функционируют надежно и не порождают серьезных проблем при их эксплуатации;
подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.
При проектировании разработки недостаточно знания запасов газа по общепринятым категориям А+В + С1, по которым можно судить только о разной степени достоверности ресурсов. Сегодня требуется создание методики расчета извлекаемых запасов, учитывающей распределение их плотности по проницаемости и газонасыщенности, в том числе с учетом влияния начального градиента давления. Новые представления о фильтрационных процессах, происходящих в реальных неоднородных залежах, дают возможность строить более обоснованные математические модели, выбирать варианты разработки, позволяющие в значительной мере предотвратить избирательное продвижение воды и тем самым по-
11
высить коэффициенты газо- и конденсатоотдачи и определять оптимальные темпы разработки. При более низких темпах разработки обеспечиваются более высокие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.
Одной из сложных проблем является добыча газа на завершающей стадии разработки, которая приобретает все большее значение в связи с переходом на падающую добычу наших месторождений — гигантов севера Тюменской области — Медвежьего, Уренгойского месторождений и др. Ожидает своего эффективного решения проблема освоения глу-бокозалегающих залежей, в том числе приуроченных к низкопроницаемым плотным коллекторам, в которых рентабельность добычи прямо зависит от применения специальных методов освоения и интенсификации притока газа, применения горизонтальных и многозабойных скважин и др.
Эти факты потребовали коренного пересмотра принципов подхода к разработке и эксплуатации месторождений природного газа.
