Месторождения углеводородов платформенной части Узбекистана по условиям нефтегазоносности входят в состав Амударьинской газонефтеносной провинции, Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции и самостоятельной Северно-Устюртской нефтегазоносной области.
Большинство газовых и газоконденсатных месторождений Устюртского региона формировались в Юрский и Меловой периоды Мезозойской эры и состоят из нескольких газонасыщенных пластов, поэтому месторождения в основном многопластовые [1].
Задачи разработки существенно осложняются при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения. В этом случае приходится рассматривать систему разработки каждого отдельного пласта, распределение отборов между ними, возможности и способы их совместной эксплуатации [2].
Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными методами. Эксплуатировать объекты можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта в затрубное пространство, которые разделены пакером [1, 2].
Наиболее широко и чаще всего применяемым методом является ОРЭ, когда в одной скважине эксплуатируются два и более пласта. Способ эффективный и продуктивный, при этом пласты разбуриваются единой сеткой скважин [2, 3]. Сетку скважин устанавливают при проектировании разработки месторождений. Сетка определяет характер расположения скважин на объекте, при этом указываются расстояния между ними. Сетка может быть треугольной, квадратной и многоугольной. Как правило, треугольная сетка является предпочтительной, поскольку в ней может расположится на 15 % больше скважин.
Система разработки эффективна в том случае, если все пласты месторождения высокопродуктивны, и позволяет получить требуемое количество газа с наименьшим числом скважин, соответственно капитальным вложениям.
Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также от состава газа [2, 3].
При выборе системы разработки месторождения следует учитывать несколько факторов: геолого-физические свойства пород, химические свойства воды и газа, а также фазовое состояние углеводородов, режимы работы пластов, технику бурения [4].
При вводе скважин в эксплуатацию или переводе их на другие объекты проводятся газодинамические исследования (ГДИ) для установки требуемых параметров режима работы скважин [5]. В условиях разработки месторождений Устюртского региона, обусловленных их сложным геологическим строением и активностью пластовых вод, решение проблемы установки надлежащего технологического режима работы скважин является актуальным, поскольку позволяет ограничить интенсивность продвижения пластовой воды в зону отбора газа.
Для решения задачи разработки многопластовых газовых месторождений приходится строить геолого-гидродинамические модели с использованием современной вычислительной техники.
Гидродинамические расчеты сводятся к совместному решению дифференциальных уравнений, описывающих движение газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам, течение газа по стволу скважины и в газосборной системе, а также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.
В данной постановке после установления отборов газа по отдельным залежам, приступают к выбору оптимального варианта разработки и анализа полученных результатов [3].
В качестве самостоятельных эксплуатационных объектов для дальнейшей разработки многопластового месторождения выделяются все его залежи с промышленными запасами газа за исключением совместно эксплуатируемых единым фильтром в одной скважине.
Из опыта разработки месторождений Устюртского региона известно, что разные горизонты одного месторождения истощаются с различными темпами. В этом случае в промысловой практике, наиболее истощенные пласты консервируются, из-за невозможности подачи добываемого газа потребителю с требуемым давлением, а скважины переводятся на другие горизонты с более высоким давлением.
Для осуществления безостановочной разработки истощенных объектов Устюртского региона, предлагается переводить их на компрессорную эксплуатацию, используя в этом случае компрессорные агрегаты с низким (до 1 атм.) входным давлением. При этом отпадает необходимость срочного перевода скважин на другие пласты.
При выработке запасов истощенного пласта, рекомендуется использовать компрессорные агрегаты в мобильно-блочном исполнении, которые могут быть переведены для эксплуатации других истощающихся объектов.
Выводы
– Рассмотренный подход к системе разработки многопластовых месторождений Устюртского региона с переводами их на компрессорную эксплуатацию, используя компрессорные агрегаты с низким входным давлением даёт возможность более обоснованно выполнить долгосрочное прогнозирование добычи газа;
– Применение мобильно-блочных компрессорных агрегатов позволяет повысить экономическую эффективность разработки многопластовых месторождений с учётом динамики взаимодействия их эксплуатационных объектов.
Литература:
- Шевцов В. М. и др. «Коррективы проекта разработки газоконденсатного месторождения Шаркий Бердак», АО «УзЛИТИнефтгаз», 2019 г.
- Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: «Недра», 1987 г.
- Закиров С. Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: «Недра», 1999 г.
- Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений в Республике Узбекистан, Ташкент, 2008 г.
- Зотов Г. А., Алиев З. С. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» — М., Недра, 1980 г.
