Методы повышения эффективности процесса добычи газа на средних по запасам месторождениях: На примере месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча»

Лидирующее положение России в мировой газовой промышленности является следствием огромной работы, выполненной в 70−90гг. прошедшего века, в результате которой была создана надежная ресурсная база страны, основанная на прочном фундаменте, заложенном академической, вузовской наукой, институтами и конструкторскими бюро газовой и смежных отраслей /1/.

В настоящее время по ряду объективных причин, в первую очередь обусловленных значительной выработанностью запасов базовых месторождений на фоне социально-экономических проблем развития страны последнего десятилетия, газовая промышленность вступает в новый еще более сложный этап своего развития.

К сожалению, время гигантских месторождений уходит в прошлое. В последние годы в эксплуатацию вводятся сравнительно небольшие (конечно по меркам Западной Сибири) газовые месторождения, типа Комсомольского, Губкинского, Западно-Таркосалинского. Хотя по официальной классификации 12, 3, 4/ они относятся к крупным и крупнейшим, для рассматриваемого региона они являются «средними» по размерам.

Любое месторождение нефти и газа переживает периоды роста объемов добычи углеводородов, их стабилизации, а затем, снижения вследствие уменьшения запасов углеводородов и падения пластового давления 15/. В реальных условиях Западной Сибири на этапе падающей добычи находятся сеноманские газовые залежи Медвежьего, Вынгапуровского, Уренгойского, Ямсовейского, Комсомольского месторождений.

В периоды максимальных отборов газа из сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области возникали проблемы, связанные с обеспечением эффективной работы оборудования по подготовке газа к транспорту, которые успешно решены в условиях газовых промыслов. В регионе впервые в мире были применены многофункциональные аппараты осушки газа с производительностью 10 млн. м3/сут. С целью достижения требуемого качества подготовки углеводородного сырья с минимальными затратами материально-технических ресурсов были разработаны и внедрены технические решения по совершенствованию основного технологического оборудования. Наиболее эффективной оказалась модернизация оборудования по подготовке газа с разделением потока газа в абсорбционной части, а также с использованием новых центробежных элементов и регулярной насадки.

Наряду с реконструкцией газопромыслового оборудования выполнен большой объем работ по совершенствованию технологических процессов добычи и подготовки газа. К наиболее эффективным разработкам относятся такие технологии как: рециркуляция и отдувка метанола в процессе ингибирования гидратообразования систем сбора и подготовки газа;

— двухступенчатая осушка сеноманского газа;

— утилизации низконапорных газов и вовлечение в эксплуатацию низкодебитных скважин с применением эжекторных устройств;

— бескомпрессорной постоянный и периодический газлифт;

— комбинированные химические обработки и гидроразрыв пласта для интенсификации притока в газоконденсатных и нефтяных скважинахкапитальный ремонт скважин с гидроизоляцией пластовых вод и применением колтюбинговых и бустерных установок.

Технология добычи и подготовки углеводородов неразрывно связана с экологической безопасностью. С целью сокращения потерь со сточными водами метанола и диэтиленгликоля (ДЭГ) перспективными направлениями являются внедрение высокоэффективных насадок в десорберах для снижения содержания ДЭГ в рефлюксе и кавитаторов для повышения эффективности очистки промстоков. Увеличение степени сжатия ДКС ведет к росту объема выбросов продуктов сгорания природного газа. Поэтому актуальной задачей является их утилизация с рациональным использованием тепловой энергии. Применение газобустерных установок позволяет перейти на технологию освоения скважин без сжигания продукции скважин на факеле. Для оперативного контроля выбросов и сбросов загрязняющих веществ необходимо создание системы производственного экологического мониторинга.

Освоение Тюменского Севера началось в 1972 году с пуском в разработку уникального Медвежьего месторождения. В настоящее время на севере.

Тюменской области эксплуатируется более 10 месторождений природного газа, крупнейшими из которых являются Межвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Комсомольское.

При проектировании, обустройстве и разработке сеноманских газовых залежей указанных месторождений, а именно эти залежи содержат основные запасы углеводородного сырья и обеспечивают в настоящее время подавляющую часть добычи природного газа, за почти тридцатилетнюю историю освоения был накоплен уникальный опыт эксплуатации, требующий обобщения и осмысления.

В практику разработки вошли такие прогрессивные научно-технические решения как центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная схема вскрытия продуктивных пластов, кустовое разбуривание залежей наклонно-направленными скважинами, бурение и эксплуатация скважин увеличенного диаметра, коллекторная телескопическая, лучевая комбинированная схемы сбора газа на промыслах, строительство и эксплуатация установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДСК) большой производительности и мощности, централизация мощностей по компримированию газа и др.

Параллельно с решением стратегических проблем разработки месторождений совершенствовались и конкретные способы и подходы, касающиеся моделирования геологического строения залежей, процессов, происходящих в недрах в процессе эксплуатации залежей, решались прикладные вопросы интенсификации добычи газа, снижения непроизводительных потерь энергии при сборе и подготовке товарной продукции, повышения качества осушки газа и т. д.

В предлагаемой ниже работе, автор, на основе детального анализа текущего состояния разработки и эксплуатации средних (для условий Тюменской области) по размерам газовых месторождений, исследований особенностей технологических процессов добычи газа, изучения промысловой техники, предложил ряд подходов и способов, позволяющих улучшить технологию добычи газа, повысить технико-экономические показатели работы промыслов. В качестве базового для анализа выбран газовый промысел Комсомольского месторождения, на котором нашли отражение практически все проблемы, связанные с разработкой залежей, добычей, сбором и промысловой подготовкой углеводородного сырья.

Автор выражает сердечную благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору, член-коррессподенту РАН, О. М. Ермилову за выбор приоритетного направления исследований, методическую и консультационную помощь в работе, а также ученым и специалистам производственникам, оказавшим поддержку в выполнении работы и внедрении в производство основных положений: к.т.н М. И. Гальковичу, д.т.н. Б. В. Дягтяреву, к.т.н. В. З. Минликаеву, д.т.н., профессору, академику РАЕН Г. В. Крылову, к.т.н. А. И. Березнякову, д.т.н., профессору А. Я. Хавкину, к.т.н. В. Н. Маслову, к.т.н. В. М. Клюсову, к.т.н. А. В. Кустышеву, к.г.-м.н. А. Н. Лапердину, к.э.н. А. В. Крылосову, В. А. Жбакову и другим работникам газовой отрасли, консультирующим автора по многим вопросам, промысловой геологии, разработки, эксплуатации газопромыслового оборудования и др.

4.4 Основные результаты и выводы по главе 4.

1. Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.

2. Впервые для региона на Комсомольском месторождении была реализована идея разбуривания залежи укрупненными кустами наклонно-направленных скважин, что положительно сказывается как на технико-экономических показателях разработки, так и уменьшает отрицательное воздействие производственных процессов на окружающую среду. Сегодня на восточном куполе эксплуатируются кусты из 5−7 скважин.

3. На начальном этапе освоения газовых месторождений севера Тюменской области в основном применялась лучевая схема сбора газа на промыслах по индивидуальным шлейфам от каждого куста или скважины. Наряду с очевидными преимуществами такой схемы (высокая надежность, эффективное регулирование отборов газа) она отличалась большей металлоемкостью и значительными затратами на строительство и эксплуатацию. На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на месторождениях Тюменской области и исходя из технико-экономических расчетов для Комсомольского газового месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к коллекторам. Такая схема сбора газа по сравнению с лучевой позволила снизить металлоемкость до 25%, более чем в два раза сократить общую протяженность газосборных сетей, уменьшить площадь отводимых на время строительства земель, снизить расход изоляционных материалов, железобетонных утяжелителей и нетканых синтетических материалов. Впервые в практике проектирования и строительства газосборных сетей на промысле использованы шлейфы диаметром до 1020 мм.

Коллекторной схемой сбора и транспорта газа обеспечивается стабильный, безгидратный режим работы газосборных сетей. Минимальная температура газа в любой точке газосборных сетей превышает равновесную температуру гидратообразования на 5−8°С.

4. Основной особенностью центральной УКПГ является большая концентрация мощностей по подготовке газа, составляющая 32млрд. м3/год, сегодня — это одна из самых крупных из действующих в настоящее время установок на газодобывающих предприятиях ОАО «Газпром». Все мощности по подготовке газа УКПГ сконцентрированы на восточном куполе месторождения.

5. В качестве абсорбента на УКПГ в первые годы эксплуатации использовался диэтиленгликоль. В настоящее время произведена его замена на триэтиленгликоль, в результате чего улучшились процессы осушки газа и регенерации абсорбента и главное, потери абсорбента от уноса с газом снизились до 5−7г на 1000м3/газа (нормативные потери в соответствии с требованиями ВНТП01−81 допускаются до 20 г на 1000м3/газа).

6. Проводимая в настоящее время модернизация абсорберов обеспечивает уменьшение потерь абсорбента в результате уноса с осушенным газом до 0,4 г на 1000 м³ газа, а также продление периода эксплуатации дожимной компрессорной станции в режиме подключения «после УКПГ', что положительно влияет на эксплуатацию газоперекачи-вающих агрегатов (ГПА) и отодвигает сроки строительства установки очистки газа на ДКС.

7. На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.

8. Основным достоинством построенной на восточном куполе ДКС является применение агрегатов ГПА-Ц-16 с удлиненным корпусом нагнетателя, позволяющим размещать в нем проточные части с различными степенями сжатия газа: 1,25- 1,44- 1,70- 2,20. Применение ГПА с высокими степенями сжатия газа способствует уменьшению общего количества ступеней сжатия ДКС в целом, количество ГПА и аппаратов воздушного охлаждения газа, затраты по топливному газу и электроэнергии, смазочным масламиспользованию параллельной системы подключения ГПАзначительному упрощению технологической обвязки ДКС.

9. Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 972 млн руб. — капиталовложений и 183 млн руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.

10. Опыт разработки месторождения доказал высокую эффективность принятых при проектировании научно-технических решений. На протяжении всего периода эксплуатации промысел функционирует стабильно, плановые показатели добычи выдерживаются в полном объеме, фактические параметры разработки в целом соответствуют проектным. Достигнута самая низкая в отрасли себестоимость добычи газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Добыча углеводородного сырья на севере Тюменской области началась с пуска в эксплуатацию Медвежьего месторождения в 1972 г. На сегодняшний день в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области предприятиями ОАО «Газпром» эксплуатируются 11 газодобывающих объектов. Это Вынгапуровское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Юбилейное, Ямсовейское, Губкинское, Заполярное, Вынгаяхинское месторождения. Разработку месторождений ведут ООО: Надымгазпром, Ямбурггаздобыча, Уренгойгазпром, Ноябрьскгаздобыча. В частности, ООО «Ноябрьскгаздобыча» разрабатывает Вынгапуровское (с 1978 г.), Комосмольское (с 1993 г.), Западно-Таркосалинское (с.1996г.), Губкинское (с 1999 г.), Вынгаяхинскоге (с 2003 г.). В 2004 г. намечен пуск в эксплуатацию Еты-Пуровского месторождения.

В последнее время все больше внимания уделяется эксплуатации средних, по запасам газовых залежей, которые имеют отличные от уникальных месторождений типа Уренгойского, условия эксплуатации и отличаются методами контроля, анализа и управления разработкой. Под средними по запасам газа месторождениями автором понимаются резервуары, содержащие запасы газа ЗОО-800 млрд. м3, т. е. средними они являются только по меркам Западной Сибири.

Вклад в общую добычу газа с таких объектов в баланс газовой отрасли весьма ощутим. Например, в 2003 г. добыча газа по ООО «Ноябрьскгаздобыча» составила 65,74 млрд. м3 газа, в том числе по Вынгапуровскому, Комсомольскому, Западно-Таркосалинскому, Губкинскому и Вынгаяхинского месторождениям, соответственно: 3,53- 31,15- 15,11- 15,21 и 0,89 млрд. м3 природного газа в год.

Автором, на основе анализа многолетнего опыта освоения и эксплуатации таких залежей, поставлена задача выявления узких мест в их разработке и эксплуатации и усовершенствования техники и технологий эксплуатации систем добычи газа и конструкций применяемого оборудования скважин и промыслов.

Актуальность настоящей работы обусловлена тем фактом, что в настоящее время и в будущем обеспечение стабильной работы газовой отрасли в заключительной степени будет зависеть от технико-экономических показателей разработки средних по запасам месторождений и совершенствования работы систем добычи, сбора, подготовки и транспорта газа.

Накопленный опыт позволил обобщить некоторые особенности обустройства и разработки сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. Одним из главных факторов, определяющих стратегию и тактику освоения газовых месторождений на Крайнем Севере являются огромные размеры структур, по площади измеряющиеся сотнями и тысячами квадратных километров. При этом, залежи в плане могут иметь различную конфигурацию: округлую (Вынгапуровское, Западно-Таркосалинское), вытянутую (Медвежье, Уренгойское), сложную (Ямбургское, Комсомольское месторождения). Естественно, что большие размеры структур предопределяют необходимость поэтапного освоения месторождений. Так, например, разница во времени пуска южного и северного участков Медвежьего месторождения составила семь лет. Это накладывает особые условия на реализацию мероприятий, направленных на регулирование разработки по причинам дифференциации запаса пластовой энергии давлений на различных участках залежей, внутри пластовых перетоков газа, различных темпов обводнения продуктивных горизонтов и т. д.

Практически все сеноманские газовые залежи являются водоплавающими, т. е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности. Данная особенность обуславливает необходимость дифференцированной схемы вскрытия продуктивных горизонтов, с целью равномерной отработки разреза и предотвращения преждевременного прорыва пластовой воды к забоям скважин. Такая схема предполагает перфорацию скважин в различных частях разреза и остановку забоя выше начального ГВК. При проектировании разработки сеноманских газовых залежей задача оптимизации вскрытия пласта является одной из наиболее сложных. Проблема усугубляется еще и тем, что в последние годы абсолютное большинство эксплуатационных скважин бурится наклонно-направленным способом, что накладывает отпечаток на качество крепления скважин, эффективность методов контроля за работой скважины и затрудняет моделирование разработки.

Указанные особенности геологического строения, освоения и разработки северных месторождений и связанные с ними новые научно-технические решения необходимо было учесть при проектировании и обустройстве сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения. С 1993 г. месторождение находится в промышленной разработке. В период 1988;1996гг. велось разбуривание восточного и западного куполов, в 1997 г. начато бурение в северной части месторождения. К концу 2000 г. были пробурены все предусмотренные проектом разработки эксплуатационные и наблюдательные скважины. Данными эксплуатационного бурения в целом подтверждена принятая ранее геологическая модель месторождения, величина запасов газа и их распределение по площади.

ООО «Ноябрьскгаздобыча» ведет разработку и обустройство сеноманских газовых залежей шести месторождений: Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Губкинского, Вынгаяхинского и Еты-Пуровского (по плану ввод — 2004 г.).

Сеноманская залежь Вынгапуровского месторождения введена в эксплуатацию в 1978 г. в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации», на годовой отбор 15 млрд. м3 с фондом эксплуатационных скважин 116 единиц, исходя из утвержденных на тот момент запасов газа в объеме 291,2млрд.м3. Позже запасы газа были пересчитаны и утверждены в объеме 415млрд. м3.

Начальные запасы газа сеноманской залежи Комсомольского месторождения впервые утверждены в 1969 г. в объеме З77,6млрд.м3 по категории B+Ci. Впоследствии, с учетом данных дополнительно пробуренных скважин, ГКЗ СССР в 1987 г. переутвердила запасы газа в объеме 773,58млрд.м3 по категории Ci. Месторождение находится в разработке с января 1993 г. в соответствии с проектом, предусматривающим годовой отбор З2млрд. м3, первоочередное освоение восточного купола с годовым отбором газа 25млрд. м3 и поэтапный ввод залежи западного и северного куполов с объемами добычи соответственно 5 и 2млрд. м3 в год. Общий фонд скважин — 160 единиц в т. ч. 92, 38 и 30, соответственно на восточном, западном и северном куполах.

Первым в разработку в 1993 г. введен восточный купол, на котором уровни годовых отборов составляли более 26 млрд.м. За 2003 г. отбор газа составил 21,02млрд.м3 (против 22млрд. м3 по проекту). На 01.01.04 г. с начала разработки отобрано 247,05млрд.м3 газа (или 46,7% от запасов восточного купола). В работе находится 90 эксплуатационных скважин, средний дебит которых составляет 713тыс. м3/сут, что практически соответствует проектному.

Западный купол введен в разработку в апреле 1996 г. Суммарный отбор газа на 01.01.2004 г. составил 48,19млрд.м3 (или 32,3% от запасов западного купола). Добыча газа за 2003 г. составила б.ЗЗмлрд.м3, что на 9,6% ниже проектного уровня. В работе находится 39 скважин, работающих со средним дебитом 447тыс. м3/сут, что ниже проектного на 14%.

С декабря 1999 г. введена в промышленную эксплуатацию третья очередь газового промысла — северный купол. За 2003 г. отобрано З, 65млрд. м3, что на 21,7% больше проектного. Накопленная добыча газа по состоянию на 01.01.2004 г. составила 13,41 млрд. м3, что ниже проектной на 5,59млрд.м3 и объясняется отставанием ввода северного купола на три года. В работе находится 28 скважин (против 30 по проекту) со средним дебитом З60тыс. м3/сут.

Суммарный отбор газа на Комсомольском месторождении составил З08,65млрд.м3, или 39,7% от утвержденных запасов и на 11,55млрд.м3 отстает от проектного уровня.

Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения свидетельствует о том, что ранее принятые проектные решения нуждаются в корректировке. Так на восточном участке залежи отмечается интенсивное вторжение пластовой воды в газовую залежь, что ограничивает возможности добычи газа. Более того, в ближайшей перспективе ожидается полная остановка скважин куста 103 по причине их обводнения из-за неконтролируемого перетока пластовых вод по стволу аварийной разведочной скважины 382, расположенной в непосредственной близости от этого куста. Пропускная способность межпромыслового коллектора в настоящее время не позволяет отбирать с западного купола 7млрд. м3 газа ежегодно. С осени 2003 г. к УППГ западного купола осуществляется подача газа с Северо-Комсомольского месторождения, что также требует пересмотра объемов добычи газа на этом участке в меньшую сторону. С другой стороны, по причине более позднего ввода в эксплуатацию северного участка, здесь имеется запас пластовой энергии, который может обеспечить, по крайней мере несколько ближайших лет, повышенные уровни отборов газа. Центральный участок также характеризуется повышенными значениями текущих пластовых давлений, обусловленных слабым дренированием, что требует организации здесь дополнительной добычи газа.

Сеноманская залежь Западно-Таркосал и некого месторождения введена в эксплуатацию в 1996 году в соответствии с «Проектом разработки .», на годовой отбор 15млрд. м3 исходя из утвержденных запасов в объеме 381 млрд. м3. В 2001 году с учетом новых данных о геологическом строении сеноманской газовой залежи подготовлен пересчет запасов свободного газа объемным методом. Начальные балансовые запасы газа согласно пересчета составили З25млрд. м3 и уменьшились на 56,0млрд.м3 или на 14,7% по сравнению с утвержденными в ГКЗ в 1990 г.

Газовая залежь Губкинского месторождения введена в разработку в июле 1999 г. в соответствии с Проектом разработки, выполненным на уточненные запасы газа, с уровнем годовой добычи 13млрд. м3, 79 эксплуатационными скважинами на южном участке (основном по запасам) и 15 — на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предполагался на поздней стадии разработки для поддержания уровней постоянных отборов газа. Средний проектный дебит скважин на южном участке — 500тыс. м3/сут, на северном — 212тыс. м3/сут. Разбуривание южного участка осуществлено наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по 2−3 скважины в кусте. Годовая добыча газа в объеме 15 млрд. м3 при существующем фонде 74 эксплуатационных скважины обеспечивается разработкой залежи до 2008 г. По состоянию на 01.01.2004 г. общий фонд 89 скважин, в т. ч. 74 эксплуатационных, 12 наблюдательных и две поглощающих.

Вынгаяхинское месторождение находится в эксплуатации с октября 2003 г. Действующим проектным документом является «Проект разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения». Утвержденные ГКЗ в 1984 г. запасы газа по основной залежи в объеме 106,287млрд.м3 категории С-i приняты для проектирования. По проекту предусматривается уровень годовых отборов в период постоянной добычи 5млрд. м3 при эксплуатационном фонде 33 скважины, объединенных в 14 кустов по 2−3 скважины. Средний дебит одной скважины 447тыс. м3/сут, депрессия на пласт — 0,098 — 0,167 МПа. На 01.01.2004 г. общий фонд скважин — 42 единицы, из них 33 действующих, т. е. введен в эксплуатацию весь проектный фонд, семь наблюдательных и две поглощающие. Дебиты скважин изменяются от З90тыс. м3/сут до 664тыс. м3/сут, составляя в среднем 498тыс. м3/сут при средней депрессии на пласт 0,078 МПа. Текущее пластовое давление равно 7,45 МПа, что выше проектного на 0,1 МПа, а устьевое 6,76 МПа при 6,62 по проекту. Накопленный отбор газа по всей газовой залежи на 01.01.2004 г. составил 0,903млрд.м3 (0,8% от запасов газа) при 1 млрд. м3 по проекту.

Сеноманская газовая залежь Еты-Пуровского месторождения не разрабатывается. Ввод в разработку по лицензионному соглашению — 2005 г., планируемый 2004 г., утвержденные ГКЗ в 1997 году запасы газа в объеме 299,488млрд.м3 категории Ci приняты для проектирования По проекту предусматривается уровень годовой добычи 15млрд. м3 при эксплуатационном фонде 87 скважин, объединенных в 20 кустов (по 3−5 скважин в кусте). Средний проектный дебит скважин в период постоянных отборов 507тыс. м3/сут. Депрессия на пласт 0,12 — 0,2 МПа. Срок разработки — 28 лет, отбор составит 276,8млрд.м3 или 92,4% от утвержденных начальных запасов газа. По состоянию на 17.03.2004 г. пробурено 24 скважины, освоено 17 скважин.

В связи с тем, что промысл ово-геологические характеристики Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений близки между собой, а залежи расположены в непосредственной близости друг от друга (порядка 40 км) рекомендовано объединить подготовку, компримирование и транспорт газа в единый газодобывающий комплекс на Вынгаяхинском месторождении. Это позволит значительно сократить капитальные вложения в обустройство промысла и снизить эксплуатационные затраты.

Самый старый в ООО «Ноябрьскгаздобыча» Вынгапуровский газовый промысел и, следовательно, требующий наибольших трудовых и материальных затрат для обеспечения надежной работы. Эксплуатация Вынгапуровского месторождения начата в 1978 г. В 1985 г. введена дожимная компрессорная станция. Газосборные сети выполнены по лучевой схеме. Диаметр газопроводов от 150 до 400 мм. Число скважин, подключенных к каждому шлейфу, различно — от 2 до 6. Газопроводы газосборной системы построены и введены в эксплуатацию в период с 1977 по 1981гг.

Основная проблема при эксплуатации скважин в настоящее время обусловлена снижением дебитов и обводнением газонасыщенных интервалов.

Основным способом борьбы с жидкостью остается периодическая продувка скважин на факел для выноса с забоя накопившейся жидкости, а при прогрессировании поступления жидкости — остановка скважины для проведения капитального ремонта и изоляционных работ.

Наличие жидкости, ее скопление в полостях шлейфов оказывает существенное влияние на гидравлический режим трубопроводов и, соответственно, на продуктивные характеристики скважин. С целью снижения влияния этих факторов на ряде направлений при участии автора проведены работы по объединению шлейфов.

Наибольшему физическому износу за время эксплуатации подверглось технологическое оборудование цеха регенерации гликоля. Особенно это касается так называемых «горячих» насосов, конденсаторов-холодильников и испарителей. Большому коррозионному износу подверглось оборудование системы охлаждения. В связи с частыми порывами трубных пучков испарителей, коррозии трубопроводов, теплообменного оборудования системы охлаждения, конденсаторов-холодильников наблюдался повышенный расход ДЭГа.

Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых научных и технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.

Впервые на Комсомольском месторождении была реализована идея разбуривания залежи укрупненными кустами наклонно-направленных скважин, что положительно сказалось как на технико-экономических показателях разработки, так и уменьшило отрицательное воздействие производственной деятельности на окружающую среду. Сегодня на восточном куполе эксплуатируются кусты из 5−7 скважин.

На начальном этапе освоения газовых месторождений севера Тюменской области в основном применялась лучевая схема сбора газа на промыслах по индивидуальным шлейфам от каждого куста или скважины. Наряду с очевидными преимуществами такой схемы (высокая надежность, эффективное регулирование отборов газа) она отличалась большей металлоемкостью и значительными затратами на строительство и эксплуатацию. На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на месторождениях Тюменской области и исходя из технико-экономических расчетов для Комсомольского газового месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к коллекторам. Такая схема сбора газа по сравнению с лучевой позволила снизить металлоемкость на 25%, более чем в два раза сократить общую протяженность газосборных сетей, уменьшить площадь отводимых на время строительства земель, снизить расход изоляционных материалов, железобетонных утяжелителей и нетканых синтетических материалов. Впервые в практике проектирования и строительства газосборных сетей на промысле использованы шлейфы с увеличенным диаметром до 1020 мм. Существующей схемой сбора газа обеспечивается стабильный, безгидратный режим работы газосборных сетей. Минимальная температура газа в любой точке газосборных сетей превышает равновесную температуру гидратообразования на 5−8°С.

Основной особенностью центральной УКПГ является большая концентрация мощностей по подготовке газа, составляющая 32млрд. м3/год, сегодня — это одна из самых крупных из действующих в настоящее время установок. Все мощности УКПГ сконцентрированы на восточном куполе месторождения.

В качестве абсорбента на УКПГ в первые годы эксплуатации использовался диэтиленгликоль. По рекомендации автора произведена его замена на триэтиленгликоль, в результате чего улучшились процессы осушки газа и регенерации абсорбента и главное, потери абсорбента от уноса с газом снизились в 3−4 раза.

На установке комплексной подготовки газа впервые в отрасли в качестве контактного устройства в многофункциональном аппарате осушки газа была использована структурированная насадка типа «Меллапак-250и известной фирмы «Зульцер» .

На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин.

На месторождении идея бескомпрессорного внутрипромыслового транспорта газа реализована в полной мере, так как компримирование газа сосредоточено на одной площадке с центральной УКПГ, расположенной на восточном куполе. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.

Основным достоинством построенной на восточном куполе ДКС является применение агрегатов ГПА-Ц-16 с удлиненным корпусом нагнетателя, позволяющим размещать в нем проточные части с различными степенями сжатия газа. Применение ГПА с высокими степенями сжатия газа способствует уменьшению общего количества ступеней сжатия ДКС в. целом, количество ГПА и аппаратов воздушного охлаждения газа, затраты по топливному газу и электроэнергии, смазочным масламиспользованию параллельной системы подключения ГПАзначительному упрощению технологической обвязки ДКС.

Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 972 млн руб. — капиталовложений и 183 млн руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.

Опыт разработки месторождения доказал высокую эффективность принятых при проектировании научно-технических решений. На протяжении всего периода эксплуатации промысел функционирует стабильно, плановые показатели добычи выдерживаются в полном объеме, фактические параметры разработки в целом соответствуют проектным. Достигнута самая низкая в отрасли себестоимость добычи газа.

Результаты авторских исследований и разработок позволили сделать следующие выводы и предложения.

1. Одним из главных факторов, определяющих стратегию и тактику освоения газовых месторождений на Крайнем Севере являются неразвитость инфраструктуры, низкая степень геологической изученности, большие запасы газа, гигантские размеры структур, по площади измеряющиеся сотнями и тысячами квадратных километров. При этом, залежи в плане могут иметь различную конфигурацию: округлую (Вынгапуровское месторождение), вытянутую (Уренгойское), сложную, как, например Комсомольское месторождение.

2. Характерной особенностью сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения является наличие нескольких относительно обособленных участков (куполов). Структура в тектоническом плане представляет собой четыре купола: восточный, западный, северный и центральный. Предложенная для обустройства централизованная схема подготовки газа на одном участке, наряду с уменьшением объемов капитальных вложений в обустройство промысла, позволила существенно снизить затраты на эксплуатацию месторождения.

3. Летние ремонтно-профилактические остановки промысла отрицательно сказываются на уровнях добычи газа, производительности и технологических режимах работы эксплуатационных скважин.

4. Отмечается недостаточное дренирование залежи в районе центрального купола, что предопределяет необходимость его скорейшего освоения. Проектный уровень годовой добычи газа З2млрд. м3 может быть достигнут только за счет разбуривания центрального купола.

5. На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.

6. В проектах разработки и освоения новых месторождений необходимо изначально предусматривать мероприятия по добыче и подготовке низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации.

7. Предложенный автором способ безпакерной эксплуатации скважин позволяет обеспечить нормальную работу добывающей скважины, пробуренной в ММП без использования пакера, что сокращает затраты времени на ввод скважины в эксплуатацию и повышает безопасность работ.

8. Новая регулярная насадка конструкции ЦКБН, внедренная в производство при непосредственном участии автора, по техническим показателям не уступает лучшим зарубежным образцам регулярных насадок, и позволяет уменьшить высоту и металлоемкость аппаратов, или использовать потенциальный резерв по высоте абсорбера для увеличения массообменной секции с целью обеспечения более глубокой степени осушки газа при повышенных температурах, например, в компрессорный период эксплуатации месторождений.

9. Испытания регулярной насадки в абсорбере диаметром 1800 мм уверенно подтверждают вывод о возможности исключения из промышленной практики такого показателя как межремонтный ресурс работы абсорбера осушки газа, обусловленный периодической заменой материала фильтрующих элементов.

10. Для условий газового промысла Комсомольского месторождения, экономический эффект проявляется во внедрении в практику обустройства и эксплуатации следующих мероприятий:

— коллекторная телескопическая схема внутрипромыслового сбора газа, позволяющая сократить металлоемкость шлейфов и коллекторов и обеспечить безгидратный режим их эксплуатацииединая дожимная компрессорная станция большой мощности, обеспечивающая экономию капитальных вложений и эксплуатационных затрат;

— модернизация системы подготовки газа к дальнейшему транспорту путем установки на абсорберах структурированной насадки, позволяющей увеличить пропускную способность технологических линий на 10−15% и сократить расход абсорбента;

— строительство и эксплуатация большой по производительности УКПГ на З2млрд. м3 подготовки газа в год.

— строительство и эксплуатация установок предварительной подготовки газа на западном и северном куполах. Установленные на УППГ вертикальные сепараторы (990−1К-00−000) позволяют в 2,5 раза снизить влагосодержание газа и обеспечить устойчивый термои газодинамический режим работы межпромысловых коллекторов.

11. Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 97 млн руб. — капиталовложений и 183 млн руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.

12. Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.

Капитальные вложения в прокладку газосборных сетей.

Наименование работ, затрат Сметная стоимость.

1991 г. тыс. р 1.04.2001г. млн. р

Базовый вариант.

Восточный купол d=377MM, 12,00 км 1863,58 39,14 d=325MM, 93,00 км 13 606,09 285,73.

Северный купол d=219MM, 16,95 км 1972,35 41,42 d=159MM, 57,29 км 5849,42 122,84.

Западный купол d=219MM, 60,07 км 6989,93 146,79 d=159MM, 7,76 км 792,31 16,64.

Метанолопроводы й=57мм, 70,33 км (Восточный купол) 1336,69 28,07 d=57MM, 69,66 км (Северный купол) 1323,96 27,80.

Итого по базовому варианту 33 734,33 708,42.

Принятый вариант.

Восточный купол d= 1020 мм, 3,63 км 2746,41 57,67 d=720MM, 10,24 км 3933,16 82,60 d=530MM, 6,26 км 1313,47 27,58 d=377MM, 2,17 км 337,00 7,08 d=325MM, 22,86 км 3344,46 70,23.

Северный купол d=426MM, 5,17 км 872,05 18,31 d=325MM, 4,36 км 637,88 13,40 d=273MM, 6,59 км 817,38 17,16 d=219MM, 9,77 км 1136,87 23,87 d= 159 мм, 6,04 км 616,70 12,95.

Западный купол d=426MM, 4,72 км 796,15 16,72 d=325MM, 12,66 км 1852,18 38,90 d=219MM, 9,29 км 1081,01' 22,70 d= 159 мм, 2,53 км 258,32 5,42.

Метанолопроводы d=57MM, 30,25 км (Восточный купол) 574,93 12,07 d=57MM, 29,96 км (Северный купол) 569,42 11,96.

Итого по принятому варианту 20 887,39 438,64 • *.