Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Урванцев Р.В. 1 Пономарёва Д.В. 1

---

1 Тюменский индустриальный университет

Сеноманский комплекс является крупнейшим по объёму запасов сухого газа в России. На ряде месторождений объекты сеномана являются основным объектом разработки. Поэтому важно реализовывать рациональный подход к разработке с применением методов увеличения газоотдачи. Одним из таких методов является компримирование низконапорного газа с применением мобильных компрессорных установок (МКУ). Принцип работы мобильной компрессорной установки заключается в создании разрежения давления на устье добывающей скважины с последующим компремированием добытого газа. Особенностью таких установок является сочетание высокой производительности и мобильности. При необходимости МКУ можно передвигать с одного куста скважин на другой. Данные установки уже показали свою успешность на нескольких газовых месторождениях в России. Ряд иностранных и российских производителей установок предлагает широкий ассортимент МКУ. В рамках данной статьи был произведён обзор технологии и рынка данных установок. Технико-экономическая оценка внедрения МКУ проводилась с применением гидродинамического моделирования. Также на основе целого ряда геолого-технических характеристик пласта и оборудования был предложен комплексный параметр, который характеризует применимость компрессорных установок на объектах аналогах.

Статья в формате PDF

476 KB

газ

добыча

мобильная компрессорная установка

моделирование

eclipse

1. Воронцов М.А., Ротов А.А., Марущенко И.В., Лаптев Е.М. Перспективы применения распределенного компримирования в промысловых системах добычи газа // Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ, №4(20) 2014. – С. 164–173

2. Косов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. – Тюмень, 2010.

3. Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. — 384 с., ил. (Промышленный инжиниринг).

4. Морозов П.А. Исследование работы ДКС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений / П.А. Морозов, И.С. Тышляр // Газовая промышленность. – 1976. – № 1 (2). – С. 49–51.

5. Паранин Ю.А. Винтовые компрессорные установки нового поколения / Ю.А. Паранин, М.Д. Садыков, Р.Р. Якупов и др. // Труды XV Междунар. науч.-техн. конф. по компрессорной технике. – Т. 1. – Казань: Слово, 2011. – С. 112–117.

6. Schlumberger ECLIPSE Technical Description, v.2014.1.

7. Schlumberger ECLIPSE Technical Manual, v.2014.1.

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

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.

Библиографическая ссылка