Введение
В настоящее время основные эксплуатируемые пласты сухого газа приурочены к отложениям сеноманского комплекса, которые являются наиболее значимыми с точки зрения объёма извлекаемых запасов и поддержания уровней добычи в краткосрочной перспективе. Большинство залежей сеномана являются массивными, характеризуются высокой связностью и проницаемостью. Это обуславливает высокие проектные значения технологического КИГ, которые обычно превосходят 0,9 д.ед. Однако, в проектной документации также оценивается КИГ за рентабельный период, имеющий большее практическое значение и влияющий на капитализацию нефтегазодобывающей компании. В таких условиях целесообразно применение методов увеличения газоотдачи для продления рентабельного периода разработки объекта и увеличения объёмов рентабельно извлекаемых запасов.
Основная часть
Получения дополнительной добычи газа и увеличения объёмов рентабельно извлекаемых запасов можно добиться за счёт активного внедрения методов увеличения газоотдачи. Основным методом, дающим наибольший прирост добычи, является гидравлический разрыв пласта. Однако данный метод имеет ряд ограничений и сопряжён с высокой степенью неопределённости. Его применение в массивных высокопроницаемых залежах сеноманского комплекса нецелесообразно и может привести к быстрому подтягиванию конусов воды к добывающим скважинам. Также для целей продления эксплуатации газовых скважин может использоваться ряд других менее распространённых методов, связанных с форсированием выноса жидкости с забоя: плунжерный лифт, газлифт, использование штанговых, струйных насосов, УЭЦН, внедрение ПАВ и т.д. [3]. Однако, действие данных методов, в первую очередь, направлено на интенсификацию добычи при обводнении и не способствует значительному приросту накопленной добычи газа. Другой проблемой, проявляющейся на поздней стадии разработки, является выбытие фонда из-за высоких потерь давления в газосборной сети и возникающих ограничений по устьевому давлению. И если проблема обводнения скважин оперативно решается путём проведения своевременных геолого-технических мероприятий, то продление срока эксплуатации скважин за счёт снижения устьевого давления является более сложной и затратной задачей. Тем не менее, компримирование газа, позволяющее увеличить добычу на завершающей стадии работы скважины, может дать положительный экономический эффект.
Компримирование газа на кустовых площадках осуществляется с установкой на ней мобильной компрессорной установки. Принцип работы МКУ заключается в создании разряжения на устьях газовых скважин, подключённых к компрессору [1]. Это повышает добычу газа на отдельно взятом кусте газовых скважин в условиях низких устьевых давлений, приводит к устранению песчано-жидкостных пробок, а также позволяет сохранять необходимое давление на входе в ДКС УКПГ (поддержание давления на выходе их компрессора МКУ (на входе в шлейф) – предотвращение помпажа агрегатов ДКС) [4]. Положительным влиянием на предотвращение ледяных пробок является поддержание высокой температуры на выходе из компрессора (на входе в шлейф), что приводит к повышению температуры газа на входе в УКПГ и в случае коротких шлейфов и/или больших расходов газа по шлейфу полностью устраняет возможность образования ледяных пробок. На рисунке 1 представлена типовая МКУ в модульном исполнении.
Рисунок 1 – Мобильная компрессорная установка в модульном исполнении
В установках могут использоваться различные типы компрессора: поршневой, винтовой (безмасляный или маслозаполненный), центробежный и соевой. Выбор типа компрессора в основном зависит от его производительности, периодичности технического обслуживания и эксплуатационной надёжности. Наиболее широко на рынке представлены компрессоры винтового типа, обладающие широким диапазоном производительности (до 100 тыс.м3/ч), большой периодичности тех. обслуживания (до 48 тыс. часов без капитального ремонта), хотя и уступают по этим параметрам центробежным.
При технической оценке эффекта от внедрения МКУ использовалась гидродинамическая модель объекта с существующей газосборной сетью, определённой с помощью расширенной опции наземной сети в Eclipse [6, 7]. Были определены новые узлы в газосборной сети на ветвях между кустовой площадкой и ближайшей узловой точкой. Потери давления на интервале между кустом и МКУ определялись с помощью специальной VFP-таблицы, составленной на основе характеристик целого ряда МКУ [5].
Для расчета на гидродинамической модели использованы технические характеристики МКУ серии ТАКАТ компании Казанькомпрессмаш: ТАКАТ 77.3-23 М3 УХЛ1. Параметры приведены к таблице 1.
Таблица 1 – Основные параметры МКУ ТАКАТ 77.3-23 М3 УХЛ1
|
Параметр |
Значение |
|
Производительность |
12000 нм3/ч |
|
Давление на входе |
0.3 МПа |
|
Давление на выходе |
2.3 МПа |
|
Частота вращения ротора |
3000 об/мин |
|
Тип двигателя |
ЭД |
|
Мощность |
1600 кВт |
|
Габариты блочно-контейнерной установки |
10.40 х 7.24 х 6.06 |
|
Общая масса изделия |
70 т |
В результате на гидродинамической модели было рассчитано три варианта:
1. Базовый – без МКУ.
2. Вариант 1 – с внедрением многоступенчатого компрессора на каждой кустовой площадке. Даты ввода компрессора определялись на основе групповой добычи по кусту в базовом варианте и вводились, как только групповой целевой дебит не выполнялся.
3. Вариант 2 – с внедрением МКУ на кустах с положительным эффектом, полученном в варианте 1.
На рисунке 2 представлена зависимость NPV (ЧДД) по каждому кусту с учётом увеличения капитальных и операционных затрат на установку и обслуживание МКУ [2].
Рисунок 2 – Динамика NPV по кустам в варианте 1
Внедрение МКУ показывает положительную эффективность только на части фонда. В целом, вариант 1 отличается ухудшением технологических показателей по сравнению с базовым вариантом. Суммарная накопленная добыча снизилась на 92 млн.м3 Основным фактором, негативно отразившимся на экономической эффективности, является раннее выбытие скважин по причине быстрого обводнения. На кустах №№ 20 и 21 МКУ не внедрялась по причине выбытия скважин из эксплуатации раньше появления технологической возможности установки компрессоров.
Вариант 2 по сравнению с базовым вариантом и вариантом 1 показал большую техническую и экономическую эффективность (Рисунок 3). Адресная установка МКУ позволяет избежать массового раннего выбытия скважин при сохранении эффективной работы фонда с МКУ. Увеличение экономической эффективности связано с увеличением суммарной накопленной добычи на 972 млн.м3.
Рисунок 3 – Динамика NPV по кустам в варианте 2
Внедрение МКУ показало положительную динамику на 6 кустах: №№ 2, 3, 4, 9, 14, 18.
Для определения и оценки основных факторных показателей, влияющих на успешность внедрения МКУ, был введён комплексный ранговый параметр. Он включает в себя длину участка трубопровода от куста до УКПГ, величину остаточных извлекаемых запасов, расстояние до ГВК, проницаемость, газонасыщенную толщину, расчленённость, наличие мощных перемычек и проведённых ГТМ.
Веса параметров определялись на основе факторов выбытия скважин. 75% фонда выбывает по обводнению, поэтому факторы обводнения (расстояние до ГВК, наличие мощных перемычек и ГТМ) имеют больший вес.
Оценка комплексного параметра производилась по следующей формуле:
Где:
КП – комплексный параметр
n – весовой коэффициент
max – максимальное значение параметра
L – длина трубопровода до УКПГ, G – величина остаточных запасов; H – расстояние до ГВК; k – проницаемость; S –расчленённость; h – эффективная газонасыщенная толщина; N – кол-во проведённых ГТМ
Чем больше значение параметра для данной кустовой площадки, тем более перспективным будет внедрение МКУ. Определение критериев успешности применения МКУ основано на зависимости NPV (комплексный параметр) и выделения основных результирующих факторов (Рисунок 4). Из графика можно сделать вывод, что имеется прямая зависимость между значениями NPV и КП, что подтверждает предположение и перспективности внедрения МКУ при больших значениях параметра.
Рисунок 4 – Зависимость между NPV и комплексным параметром
Основными определяющими комплексный параметр факторами являются:
· Расчленённость;
· Наличие мощных перемычек;
· Отсутствие проведённых ГТМ, свидетельствующих о высоком риске обводнения.
Т.о., перспективность внедрения МКУ должна основываться на комплексном анализе факторов выбытия скважин, которые будут положены в основу значения комплексного параметра. Для массивных, высокопроницаемых и связанных газовых залежей таким фактором является обводнение.
Заключение
По результатам краткого обзора основных методов увеличения КИГ выделен приоритетный метод, направленный на снижение устьевого давления с применением мобильных компрессорных установок. С учётом анализа геолого-промысловой информации разрабатываемого объекта сеноманского комплекса и обзора рынка МКУ предложены варианты для оценки эффективности их внедрения. При проведении расчётов с использованием опции Network в ПО Eclipse определен вариант с положительной экономической эффективностью, предполагающий адресное внедрение МКУ на кустах. По результатам оценки геолого-технологических факторов успешности разработана методика подбора кустов для применения МКУ на основе комплексного параметра, включающего в себя целый ряд геолого-технологических факторов.