CC BY
185Некоторые вопросы добычи и использования
Р.Ю. Омельченко, И.В. Грязнова,
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ТЕХНОЛОГИИ Ж
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проводится анализ состояния разработки месторождений природных газов России, вступающих в завершающий период эксплуатации, когда осуществляется добыча низконапорного газа и наступает необходимость применения соответствующих этому периоду технологий извлечения углеводородов из недр. Это вызвано тем, что основные газодобывающие районы и крупнейшие газовые месторождения России вступают в завершающий период эксплуатации, когда бескомпрессорная подача газа в магистральные газопроводы становится нерентабельной и требуется поддержание достаточно высоких давлений на устьях скважин и связанное с этим изменение технологических режимов эксплуатации скважин.
Характерными в этом отношении являются вступившие в этот период месторождения Западной Сибири. Степень извлечения по данным месторождений уже составила более 60%, что соответству-! ет более 80% всего объема добывае-
, мого российского газа. По оценкам
специалистов ОАО «Газпром», ресурсы низконапорного газа по мес: торождениям Западной Сибири к
2030 г. составят около 3 трлн м3. Количество такого газа со временем будет увеличиваться. Для добычи этих объемов низконапорного газа потребуются новые методы и технологии эксплуатации газовых скважин.
Сеноманские залежи газовых месторождений залегают на небольших глубинах и характеризуются низким энергетическим потенциалом. Поэтому на завершающих стадиях разработки этих залежей возникают проблемы оценки объемов и технологий добычи и утилизации низконапорного газа.
Как известно, разработка место. рождений природного газа распре-
1 деляется на три этапа: периоды на; растающей, постоянной и падаю-
I щей добычи.
' В эти периоды существуют сле-
дующие проблемы эксплуатации.
В период нарастающей и постоянной добычи:
I своевременный ввод мощностей (скважины, УКПГ, ДКС) для добычи высоконапорного газа; і I обеспечение рационального
j использования пластовой энер-
! гии по единой газодинамической
! системе «пласт — скважина —
! УКПГ — ДКС» с целью стабильного
функционирования газодобывающего предприятия.
В период завершающей стадии разработки:
і
і
і
I низкая эффективность процесса отбора углеводородов, в т.ч. защемленного газа;
I отсутствие технологий утилизации низконапорного газа;
I нестабильное функционирование газодобывающего предприятия;
I рост себестоимости продукции на промысле.
До настоящего времени отсутствовали методология определения объемов и запасов низконапорного газа, а также технологии его доизвлечения.
В работе «Уровни добычи и запасы низконапорного газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона» (авторы Тер-Саркисов РМ., Ставкин ГП., Цыбульский П.Г., Степанов Н.Г.) дается разработанная ООО «Газпром ВНИИГАЗ» классификация объемов добычи начальных и текущих запасов.
Классификация основана на технологической оценке энергетики процесса разработки месторождений природного газа.
Энергетически процесс разработки месторождений на базе существующих технологий можно разделить на следующие этапы:
I бескомпрессорный — категория А;
I с компримированием для дальнего транспорта (В, С, D):
I утилизация газа в районе добычи — категория Е;
I неизвлекаемый газ — категория F.
Структура запасов сеноманских газовых залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) при существующих технологиях запасов (категории A + B + C + D + E) показана на рис. 1.
Категории А, В и С характеризуются как высоконапорный газ, добываемый в период нарастающей и постоянной добычи на базе традиционных технико-технологических решений и основных затрат на их внедрение.
Категории D и Е относятся к низконапорному газу, добываемому в период падающей добычи, требующей дополнительных затрат на реконструкцию существующей промысловой инфраструктуры:
I добуривание скважин;
I увеличение мощностей по капремонту скважин;
I переобвязка газосборной сети;
I модернизация УКПГ и ДКС.
Рис. 1. Структура запасов газа по сеноманским залежам
Д 30%
г \ Не требует компримирования
В 15%
Компримируемый в 1 ступень (п=1,44)
ґ~ 15%
Ч__ Компримируемый в 2 ступени (п=1,44x1,44)
D25%
Компримируемый в 3 ступени (п=1,44х2,2х2,2)
С 5%
L- Утилизируемый в районе добычи
р 10%
\ Неизвлекаемые запасы
Требуют создания новых технологий: Е — трудноизвлекаемые, F — неизвлекаемые Извлекаемые по традиционным технологиям: А+В+С — извлекаемые, D — трудноизвлекаемые
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 51
Ж ТЕХНОЛОГИИ
На рис. 2 показана возможная динамика добычи некоторых основных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа.
На завершающей стадии добычи очень остро встает вопрос рационального использования и экономии пластовой энергии. Это выражается, прежде всего, в необходимости более обоснованного установления технологических режимов работы скважин, газосборных сетей и коллекторов. В этот период необходимо предотвращать накопление жидкости на забое скважин и обеспечивать условия полного выноса твердых и жидких частиц, своевременно проводить гидравлический анализ гидравлических потерь давления. Проблему накопления жидкости в газовой скважине можно решить двумя способами: увеличением скорости газа в стволе скважины либо применением механических или физико-химических способов удаления жидкой фазы из ствола скважины. Для увеличения скорости газа в лифтовой колонне необходимо либо увеличивать дебит газа, что обеспечивается снижением устьевого давления, либо производить замену колонны насосно-компрессорных труб на колонну с меньшим диаметром (что экономически нецелесообразно). Непрерывного удаления жидкости можно также достичь постоянной продувкой через фонтанные или сифонные трубки, эксплуатацией скважины, оборудованной плунжерным лифтом, забойным эжектором; откачкой жидкости скважинными насосами, вспениванием жидкости за счет ввода в скважину пенообразователя при помощи устройств непрерывного действия, диспергированием жидкости и
Проблема создания и внедрения экологически чистых технологий и экономических условий для извлечения и утилизации остаточных запасов природного газа имеет
общегосударственное
значение
другими способами. Выбор метода удаления жидкости с забоев скважин носит индивидуальный характер и связан с геолого-промысловой характеристикой месторождения, стадией его разработки, конструкцией скважины, количеством поступающей воды и углеводородного конденсата, принятой схемой обустройства.
Предлагается схема снижения устьевого давления с использованием эжекторной установки. Газ со скважины одного или нескольких кустов собирается коллектором и на входе в УКПГ дожимается с помощью эжекторной установки газом из магистрального трубопровода, либо высоконапорным газом других горизонтов. Таким образом, в разработку вовлекаются запасы, извлекать которые до этого считалось экономически нецелесообразно. Такая возможность впервые была показана применительно к разработке Березанского и Челбасского месторождений Северного Кавказа
в 70-х годах прошлого века. Возможна также технология снижения устьевого давления таким методом при оборудовании устья каждой скважины эжекторной установкой. Эта методика широко используется за рубежом. Основные преимущества эжекторных установок — это отсутствие движущихся частей, низкие требования к обслуживанию, высокая надежность, простота монтажа, эксплуатации и управления, возможность справляться с жидкостными пробками, короткий период окупаемости при низкой начальной цене, с учетом изменяющихся условий в скважине возможно изменение размеров сопла.
Другим важным способом утилизации низконапорного газа является возможность использовать его в газохимическом и энергетическом направлениях. Наряду с использованием этого газа для энергетики следует рассматривать его применение для нужд местной, так называемой малой энергетики, в том числе и коммунальной. Наиболее эффективным является производство электроэнергии с использованием парогазовых технологий. Направление использования низконапорного газа выбирается с учетом особенностей работы каждого конкретного месторождения на завершающем этапе его эксплуатации, с выполнением технико-экономических расчетов по всем возможным вариантам его использования в интересах как владельца лицензии на разработку месторождения, так производителей электрической и тепловой энергии, а также с учетом региональных интересов территории и проживающего там населения.
Альтернативным вариантом компримированию низконапорных газов перед подачей в магистральный газопровод может стать создание комплекса установок химической их переработки в высокорентабельную продукцию, в частности экологически чистые моторные топлива, прежде всего дизельное, а также переработка его в метанол и другие синтетические углеводороды. Для этих целей применяются технологии на основе процесса Фишера-Тропша. Химическая переработка низконапорных газов в высоколиквидную продукцию, реализация которой возможна как в России, так и за рубежом, рассматривается как альтернативный способ утилизации углеводородных запасов. Результаты анализа данных
Рис. 2. Добыча газа по действующим месторождениям Надым — Пур — Тазовского региона до 2020 г.
600
Сеноман: Уренгойскоеь Ямбургское+, Медвежье Сеноман (другие) Валанжин
2020
52 ГАЗОХИМИЯ НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009
ТЕХНОЛОГИИ Ж
способов утилизации в целом показывают коммерческую привлекательность таких проектов, несмотря на то, что их реализация требует дополнительных инвестиций.
Проблема создания и внедрения экологически чистых технологий и экономических условий для извлечения и утилизации остаточных запасов природного газа имеет общегосударственное значение. Своевременная переориентация на переработку части низконапорного газа на местах в жидкие продукты позволит обеспечить местных потребителей метанолом и моторными топливами, а в дальнейшем организовать экономически целесообразную транспортировку жидких продуктов, получаемых из природного газа, к местам их массового потребления. Внедрение малотоннажных установок позволит исключить экологические риски и транспортные расходы по доставке, снизить себестоимость добычи и подготовки газа за счет более низкой стоимости метанола, а также внутренних резервов, которые появляются при технически грамотном включении производства метанола в процесс добычи и подготовки газа.
Работа по проблемам добычи и использования низконапорного газа ведется в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, в том числе и для ознакомления обучающихся с этой важной проблемой. Разработки по проблемам добычи и использования низконапорного газа ведутся по заданию Федерального агентства РФ по науке и инновациям. ГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов / Матер. Всерос. науч.-практ. конф. Надым, март 2003г. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003.
2. Гукасов Н.А., Кучеров Г.Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. М.: Недра, 2006.
3. Дж. П. Брилл, Х. Мукерджи, Многофазный поток в скважинах / Серия: Библиотека нефтяного инжиниринга. М.: Институт компьютерных исследований, 2006. — 384 с.
4. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из ствола скважины. М.: Премиум Инжиниринг, 2008.
5. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н., Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. — М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. — 320 с.
НОЯБРЬ-ДЕКАБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 53
