CC BY
0
DOI - 10.32743/UniTech.2024.122.5.17499
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВВЕДЕНИЯ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН
Рахманов Азиз Алишерович
начальник департамента добычи углеводородов Акционерное Общество «O 'ZBEKNEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: a. rakhmanov@ung. uz
Абдурахимов Мухаммад Анварович
д-р философии по техн. наукам (PhD), заместитель Председателя Правления, Акционерное Общество «O 'ZLITINEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: m. abdurakhimov@liting. uz
Гаппарова Махлиё Тахиржановна
инженер отдела сбора, подготовки и транспорта газа Акционерное Общество «O 'ZLITINEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: m. gapparova@liting. uz
ASSESSMENT OF THE EFFECTIVENESS OF INTRODUCING A GAS TREATMENT INSTALLATION ON THE PRODUCTIVITY OF OPERATING WELLS
Aziz Rakhmanov
Head of Hydrocarbon Production Department JSC «O'ZLITINEFTGAZ», Republic of Uzbekistan, Tashkent
Mukhammad Abdurakhimov
Doctor of Philosophy (PhD) Deputy Chairman of the Management Board, JSC «O'ZLITINEFTGAZ», Republic of Uzbekistan, Tashkent
Makhliyo Gapparova
Engineer of the Gas Collection, Preparation and Transportation Department JSC «O'ZLITINEFTGAZ», Republic of Uzbekistan, Tashkent T. Shevchenko str., 2
АННОТАЦИЯ
Данная статья рассматривает целесообразность ввода установки подготовки газа на газоконденсатном месторождении «Шуртан» в рамках проекта «E-KON» и выявляет ряд преимуществ данной технологии, включая снижение гидравлических потерь, увеличение объема добычи газа, а также предотвращение коррозии и эрозии за счет удаления пластовой воды из газового потока. Анализ результатов внедрения УПГ показывает положительный эффект, приводящий к приросту добычи газа со скважин объеме 1,4 тыс. м3/сут. по СП-24 и 2,3 тыс. м3/сут. по СП-20. Результаты сравнительного анализа до и после внедрения технологии установки подготовки газа, совокупный прирост газа составило 50,0 тыс. м3 в сутки.
ABSTRACT
This article investigates the possibility of establishing a gas treatment facility at the Shurtan gas condensate field under the E-KON project. It highlights several benefits of this technology, such as reducing pressure losses, boosting gas output, and safeguarding against corrosion and erosion by eliminating reservoir water from the gas flow. Analysis
Библиографическое описание: Рахманов А.А., Абдурахимов М.А., Гаппарова М.Т. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВВЕДЕНИЯ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН // Universum: технические науки: электрон. научн. журн. 2024. 5(122). URL: https://7universum. com/ru/tech/archive/item/17499
A UNIVERSUM:
№ 5 (122)_m ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_май. 2024 г.
of the results of UPG implementation shows a positive effect, leading to an increase in gas production from wells in volume 1.4 thousand m3/day from SP-24 and 2.3 thousand m3/day from SP-20. The results of a comparative analysis before and after the introduction of gas treatment plant technology, the total gas increase was reached 50.0 thousand m3/day.
Ключевые слова: установка подготовки газа, газоконденсатное месторождение, добыча газа, пластовое давление, дебит скважин.
Keywords: gas treatment facility, gas condensate field, gas production, reservoir pressure, well flow rate.
Введение
В современном мире стратегия разработки газоконденсатных месторождений становится все более сложной и требует использования передовых технологий для оптимизации добычи и обработки углеводородов. В процессе освоения газоконденсатных месторождений, важным моментом является поддержание эффективности добычи газа и газового конденсата. С увеличением отбора газа из пласта, пластовое давление снижается, а влагосодержание в составе газа увеличивается. Эти факторы могут негативно влиять на производительность скважин и продуктивность месторождения в целом [1].
В рамках проекта «Цифровизация газоконденсатных месторождений АО «Узбекнефтегаз» Е-КО№> было принято решение о вводе в эксплуатацию 80 установок подготовки газа на каждом газосборном пункте.
Основной целью данной задачи является обеспечение утилизации пластовой воды на месте и выполнение оперативного учета подготовленного природного газа, газового конденсата и пластовой воды [4, 5].
Внедрение установок подготовки газа (У1II ) в технологическую схему системы сбора природного газа имеет несколько значимых преимуществ. В первую очередь, это снижение гидравлических потерь в системе транспорта за счет уменьшения перепада давления, вызванного накапливаемой капельной жидкостью на нижних отметках газопровода так называемый мертвый остаток [2, 3].
Кроме того, на УПГ извлекается пластовая вода добываемый вместе с природным газом в конечном итоге позволяет увеличить добычу природного газа. Также строительства установки подготовки газа позволяет очищать от механических примесей который предотвращает коррозию и эрозию, измерять объем природного газа перед подачей на газоперерабатывающие заводы [6].
Объект исследования
Объектом данного исследования является установка подготовки газа на сборном пункте (СП) № 20 газоконденсатного месторождения «Шуртан», введенная в эксплуатацию в рамках проекта «Цифровизация газоконденсатных месторождений АО «Узбекнефтегаз» Е-КО№>.
Краткое описание системы до ввода УПГ
Продукция из 10 скважин СП-24 месторождения Шуртан направляется по индивидуальным шлейфам на СП-24. Потери давления от устья до СП-24 в среднем составляли 0,8 атм., при диаметре шлейфа 168 мм и средней длине 2,0 км.
Далее, объединившись, продукция скважин СП-24 по двум газопроводам направляется на СП-20. Потери давления от СП-24 до СП-20 составляли 1,4 атм, при этом в эксплуатации находятся два газопровода диаметром 273 мм и длиной 3,9 км, каждый. Рассчитанный объем накапливаемой жидкости на каждом газопроводе составлял 2,9 м3.
Продукция из 16 скважин СП-20 месторождения Шуртан также по индивидуальным шлейфам направляется на СП-20. Потери давления от устья до СП-20 в среднем составляли 1,1 атм., при диаметре шлейфа 168 мм и средней длине 1,2 км.
Далее, объединившись, продукция скважин СП-24 и СП-20 по четырем газопроводам направляется на УППГ-2 Шуртан. Потери давления от СП-20 до УППГ-2 составляли 4,22 атм, при этом в эксплуатации находились четыре газопровода диаметром 273 мм и длиной 3,9 км каждый. Рассчитанный объем накапливаемой жидкости на каждом газопроводе составлял 0,4 м3.
Принципиальная технологическая схема системы сбора и транспорта газа СП-20 и СП-24 месторождения «Шуртан» приведена на рисунке 1 .
Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема системы сбора и транспорта газа СП-20 и СП-24 месторождения «Шуртан»
Краткое описание системы после ввода УПГ
Введенная в эксплуатацию УПГ на СП № 20 газоконденсатного месторождения «Шуртан» обеспечивает утилизацию пластовой воды на месте, производится учет природного газа современными приборами учета что в конечном итоге дает возможность произвести учет газа добываемой из каждой подключенной скважины косвенным методом.
В рамках проекта «Цифровизация газоконден-сатных месторождений АО «Узбекнефтегаз» E-KON» в технологическую схему сборного пункта № 20 месторождения Шуртан была введена установка подготовки газа со следующим составом оборудований:
• Двухфазный сепаратор;
• Разделитель;
• Выветриватель газового конденсата;
• Дегазатор пластовой воды;
• Емкость для сбора конденсата;
• Узел оперативного учета газа.
На рисунке 2 представлена принципиальная технологическая схема системы транспорта продукции скважин и подключение УПГ на площади СП-20 ГКМ «Шуртан».
Природный газ с СП-24 и СП-20 месторождения Шуртан подается на вход УПГ СП-20 «Шуртан» и далее поступает на узел учета газа. Подготовка газа на УПГ СП-20 месторождения «Шуртан» производится на вертикальном сепараторе, где происходит разделение газа от жидкости и примесей, которые поступают с пласта.
Очищенный газ месторождения, подается на узел замера газа для последующего учета, а выделившаяся жидкость направляется на узел выветривания жидкости. Далее, объединившись, продукция из скважин СП-24 и СП-20 после УПГ направляется на УППГ-2 «Шуртан» по четырем газопроводам.
Потери давления от СП-20 до УППГ-2 составили 3,82 атм, при этом в эксплуатации находились четыре газопровода диаметром 273 и длиной 3,9 км каждый. Рассчитанный объем накапливаемой жидкости на каждом газопроводе составил 0,07 м3.
Рисунок 2. Принципиальная технологическая схема УПГ на СП-20 месторождения «Шуртан»
Метод исследования
Средний дебит скважин месторождения Шуртан до ввода УПГ определялся расчетным путем на основании научно-обоснованных литературных формул.
После ввода УПГ для определения поскважин-ного объема природного газа использовались показания узла учета газа, установленный в комплекте с УПГ, а также с помощью беспроводных датчиков давления и температуры, установленные на устье и на шлейфе скважин и подключенные в единый программно-технический комплекс (ПТК) «Е-КО№»
Результаты исследований
В результате проведенного исследования сравнительного анализа параметров эксплуатации до и после ввода установки подготовки газа на месторождении «Шуртан» можно сделать вывод о значительном положительном эффекте от данного мероприятия.
Во-первых, установка подготовки газа способствовала снижению рабочего давления на участках СП-20 и СП-24. Это, в свою очередь, привело к увеличению добычи газа с скважин на средний объем в 1,4 тыс.м3/сут. по СП-24 и 2,3 тыс.м3/сут. по СП-20. Значительное снижение давления на блоках входных коллекторов способствовало оптимизации процесса добычи газа и улучшению эффективности работы системы.
Во-вторых, после ввода установки подготовки газа совокупная добыча газа по рассматриваемым объектам увеличилась с 2274 тыс.м3/сут. до 2324,4 тыс.м3/сут. Общий эффект по добычи газа на СП-20 и СП-24 составил 50,0 тыс.м3/сут. Это означает, что использование новых подходов в процессе газодобычи позволило повысить объем добычи природного газа на 2,2%.
Сравнительная таблица режимов работы скважин и системы сбора газа до и после ввода УПГ на СП-20 и СП-24 представлена в Таблице 1 и 2.
Таблица 1.
Сравнительная таблица режимов работы скважин и системы сбора газа до и после ввода УПГ
на СП-20 и СП-24
Наименование режима Добыча газа всего по СП-20,СП-24 Средний дебит скв. газа, тыс. м3/сут Количество скважин Давление на БВН, атм. Скорость газа на шлейфах скважин, м/с
тыс. м3/сут % СП24 СП20 СП24 СП20 СП24 СП20 СП24 СП20
До ввода УПГ 2274,4 100,0 63,4 102,5 10 16 12,8 11,4 5,3 9,6
После ввода УПГ 2324,4 102,0 64,8 104,8 10 16 12,5 11,1 5,5 9,9
Разница 50,0 2,2 1,4 2,3 0,0 0,0 -0,4 -0,3 0,2 0,3
Таблица 2.
Сравнительная таблица режимов работы транспорта газа до и после ввода УПГ на СП-20
Наименование режима Давление на УПГ, атм. Скорость газа на газопроводах, м/с Объем удерживаемой жидкости в газопроводах, м3
273х10 мм 273х10 мм 273х17 мм 273х17 мм 273х10 мм 273х10 мм 273х17 мм 273х17 мм
До ввода УПГ 7,19 26,7 26,7 25,9 25,9 0,41 0,41 0,39 0,39
После ввода УПГ 7,19 28,5 28,5 27,5 27,5 0,00 0,00 0,07 0,07
Разница 0 1,8 1,8 1,6 1,6 -0,41 -0,41 -0,32 -0,32
Выводы
Применение УПГ на месторождении «Шуртан» имеет ряд преимуществ, среди которых снижение гидравлических потерь в системе транспорта, увеличение объема добычи газа, предотвращение коррозии и эрозии за счет удаления пластовой воды из газового потока.
По результатам внедрения УПГ на месторождении «Шуртан» обнаружен положительный эффект.
Сравнительный анализ показал, что благодаря извлечению пластовой воды из состава газа удалось повысить добычу газа со скважин на 1,4 тыс.м3/сут на СП-24 и на 2,3 тыс.м3/сут на СП-20.
С учетом того, что до внедрения УПГ совокупная добыча газа на месторождении составляла 2274 тыс.м3/сут., после введения установки этот показатель возрос до 2324,4 тыс.м3/сут.
Общий эффект от внедрения установки подготовки газа на систему сбора и транспорта газа месторождения Шуртан составил 50,0 тыс.м3/сут.
Таким образом, проект «Е-КО№> демонстрирует, как использование инновационных решений в области добычи и обработки газа может значительно повысить производительность работы всей системы и положительно сказаться на экономических показателях производства.
Список литературы:
1. Назаров У.С., Сайдахмедов Э.Э., Абдурахимов М.А., Ли Р.Ч., Кенжаев Б.Н. Принципы модернизации систем подготовки и переработки природного газа при доразработке месторождений углеводородного сырья // Монография. - Ташкент, 2021. - 270 с.
2. Нурмухаммедов Х.С., Темиров О.Ш., Туробжонов С.М., Юсупбеков Н.Р., Зокиров С.Г., Таджиходжаев З.А., Аппараты и процессы технологии переработки нефти и газа - Т.: «Фан ва технология», 2016 - 856 с.
3. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А., Технология обработки газа и конденсата. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 596 с.
4. Воробьев А.Е., Тчаро Х., Воробьев К.А. Цифровизация нефтяной промышленности: «интеллектуальный» нефтепромысел // Вестник Евразийской науки, 2018 №3, https://esj.today/PDF/77NZVN318.pdf
5. Воробьев А.Е., Тчаро Х. Цифровизация нефтяной отрасли Казахстана // Проблемы недропользования. 2018. № 1(16). С. 66-75.
6. Ю.Н. Линник, М.А. Кирюхин Цифровые технологии в нефтегазовом комплексе // Журнал «Вестник университета» № 7, 2019 г., - С. 37-40.
