CC BY
6ц .J
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Евстафеев Е.А.,
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, РФ) Научный руководитель: Е.М. Котлярова, к.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, РФ)
УВЕЛИЧЕНИЕ КОМПОНЕНТООТДАЧИ НГКМ ЮЖНЫЙ КЕМАЧИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Р01: 10.31618/ESSA.2782-1994.2022.2.83.299 Аннотация. Большинство месторождений нефти и газа Республики Узбекистан находятся на завершающей стадии разработки. Вследствие этого наблюдается снижение компонентоотдачи и конечных коэффициентов извлечения углеводородов, что приводит к экономическим рискам доразработки таких месторождений. Нефтегазоконденсатное месторождение Южный Кемачи также находится на завершающей стадии разработки и имеет технологические проблемы. Среди этих проблем - снижение дебита и обводнение вертикальных газодобывающих скважин, коррозионный износ насосно-компрессорных труб и другого внутрискважинного оборудования, резкое снижение пластового давления в залежи, отклонение от проектных показателей разработки ввиду снижения компонентоотдачи продуктивных пластов, экономическая нерентабельность базового варианта доразработки. В залежи также наблюдается снижение потенциального содержания конденсата в составе пластового газа практически в 2 раза. Для решения этих проблем рассмотрена возможность введения в систему разработки Южный Кемачи горизонтальных скважин, полученных зарезкой бокового участка ствола имеющихся вертикальных газодобывающих скважин, с 2022 года. Актуальностью данной работы является то, что впервые рассмотрена возможность применения горизонтальных скважин для разработки газонасыщенных продуктивных пластов, а не нефтяной оторочки толщиной в 6,6 раз меньшей газоносных пластов. Целями и задачами работы является выбор и технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта дальнейшей разработки месторождения, который обеспечит повышение компонентоотдачи Южный Кемачи и конечное извлечение запасов природного газа и конденсата, а также окажется экономически рентабельным и обеспечит наибольшую выручку от реализации добытой продукции при наименьших технологических и экономических затратах.
Ключевые слова: Горизонтальная скважина, себестоимость добычи газа, нефтегазоконденсатное месторождение, коэффициент извлечения газа и конденсата, технико-экономическое обоснование, рекомендуемый вариант дальнейшей разработки.
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовая отрасль Республики Узбекистан стремительно развивается в последние годы наравне с другими отраслями. Выбранный Президентом Шавкатом Мирзиёевым курс развития страны создаёт необходимость в бесперебойном обеспечении населения и промышленности природным газом и газоконденсатом. Например, запуск в 2021 году крупнейшего в Центральной Азии завода по производству синтетического жидкого топлива из природного газа вТЬ в Кашкадрьинской области требует поставки на него более 3,6 млрд. м3 природного газа. В связи с этим правильная разработка и эксплуатация газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Узбекистан становится очень актуальной. Достижение оптимальных показателей разработки, а именно максимальных коэффициентов извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК) становится первостепенной задачей. Одним из крупных нефтегазоконденсатных
месторождений Республики Узбекистан является Южный Кемачи, расположенное в пределах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области в Бухарском районе Бухарской области. НГКМ Южный Кемачи разрабатывается, начиная с 1980
года, однако промышленная добыча газа и конденсата началась в 2004 году. Действующая на сегодняшний день система разработки, представленная, в основном, вертикальными скважинами, показала свою низкую эффективность - отмечено снижение годовых отборов природного газа и конденсата, малая эффективность введённых для разработки нефтяной оторочки горизонтальных скважин из-за высокого газового фактора нефти [10]. Это обуславливает необходимость изменения существующей системы разработки.
Методы
В данной работе в качестве варианта дальнейшей разработки данного месторождения рассмотрено введение горизонтальных скважин с модернизацией системы сбора скважинной продукции. Было предложено 3 варианта разработки с различными длинами горизонтального ствола (200, 300 и 500 м.) и рассчитаны основные технологические показатели разработки по классическому методу, состоящему из системы уравнений - материального баланса для газового режима, уравнения притока газа к скважине, критерия технологического режима и уравнения, связывающего количество скважин, годовой добычи и среднесуточный дебит для периода падающей добычи, в котором и находится
НГКМ Южный Кемачи по данным [10]. Была использована модель полосообразного фрагмента залежи, который вскрывает горизонтальная скважина. В данной модели пласт является изотропным с коэффициентом анизотропии, равным 1 [10]. Данная модель была введена и описана профессором Алиевым З.С. в [2].
Для определения основных показателей разработки в период падающей добычи совместно решаются четыре уравнения [1]:
- уравнение истощения газовой залежи
Ft =Рн(1-£доб£) (1)
zt Узап '
(ДКС) и сопутствующие технологические параметры системы сбора и промысловой подготовки скважинной продукции. Все перечисленные параметры были рассчитаны по методике и формулам, приведенным в [1], [2], [8]. Исходные данные для всех технологических и экономических расчётов были взяты из [9] и [10].
Для анализа эффективности разработки определяются также коэффициенты извлечения газа и конденсата КИГ и КИК соответственно по годам разработки по формулам:
КИГ =
(8)
- уравнение притока газа к забою газовой скважины
Рь2 - Рзь2 =aQ + Ъ02 (2)
- уравнение технологического режима скважины [7]
КИК =
■ (9)
_ 0fiS2TyZy QmaX(y)
„ _ d2 py ( )
"у — кр.у
- уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин
_ (Qct+Qct-i)nct365K3 ^ 2106Кр ( )
Р
Где Р1 - среднее пластовое давление в залежи, МПа; Рзt - забойное давление, МПа; А и В - средние коэффициенты сопротивления по данным [9], МПа2-сут/тыс.м3, (МПа-сут/тыс.м3)2; Qt - добыча газа в Юм году разработки, млрд.м3; Qct - дебит средней скважины в Ьом году разработки, тыс.м3/сут; Кр - коэффициент резерва скважин; Кэ -коэффициент эксплуатации скважин [1].
Дебит проектируемой средней горизонтальной скважины Qct определяется из уравнения (2) по формуле [6]:
_ -a.r+jar2+4br-APt(2Pt-APt) Vet = 2Ьг ( )
Где
К
2Lr Lh1 V
fti + Rrln-
Rr. + h
"H^l (6)
J Rc+hii v '
= \2(in?c+h1-Jh±\ + .bdul (7)
8Ьг2 Lh^ V Rc Rc+h^ (Rc + h1)2i v '
Где И - толщина продуктивного пласта, м; Lг -длина горизонтального участка, м; Rк - расстояние до границы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, м; Rс - радиус скважины, м [2].
Также при определении основных показателей разработки рассчитываются следующие параметры: устьевое давление, давление на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ), мощность дожимной компрессорной станции
Qs,
Для сравнения эффективности вертикальных и горизонтальных скважин рассчитываются также дренируемые одной скважины запасы и сравниваются между собой по методике, приведенной в [1]. Кроме того, для выбора рекомендуемого варианта доразработки месторождения с целью увеличения компонентоотдачи были рассчитаны также экономические показатели разработки, среди которых выручка от реализации добытой продукции, затраты на строительство горизонтальных и эксплуатацию вертикальных скважин по базовому варианту разработки, рентабельность разработки, себестоимость добычи 1000 м3 газа [2]. Для проведения технико-экономического обоснования рекомендуемого варианта доразработки НГКМ Южный Кемачи проводится сравнение операционных и капитальных затрат на строительство и эксплуатацию скважин, суммарной выручки от реализации добытой продукции, себестоимости добычи газа и рентабельности разработки.
Обсуждение результатов
Для сравнения эффективности дальнейшей разработки НГКМ Южный Кемачи была проведена сравнительная характеристика основных показателей разработки в варианте использования только вертикальных скважин, а также 3 возможных вариантов применения горизонтальных скважин с учётом особенностей периода падающей добычи. Для этого сравнивали следующие показатели разработки и технологические параметры:
- Число вводимых скважин (ий);
- Продолжительность разработки (Тразраб);
- Коэффициент извлечения газа (КИГ);
- Коэффициент извлечения конденсата (КИК);
- Максимальная требуемая мощность ДКС (Мтах);
- Удельные дренируемые запасы скважин.
Результаты проведенных расчётов для
сравнения преимуществ и недостатков того или иного варианта разработки приведены в таблице 1.
Q
R
с
a
г
Таблица 1
Сравнение технологических показателей разработки НГКМ Южный Кемачи при использовании _вертикальных и горизонтальных скважин_
№ Тип скважины пС, шт Тразраб, лет КИГ, % КИК, % Nmax, кВт Оуд, млрд. м3
1 Вертикальная 42 45 95,9 70,4 11059 0,013
2 Горизонтальная Lг=200 м 60 43 97,8 74,3 28380 0,051
3 Горизонтальная Lг=300 м 50 40 97,7 74 32223 0,076
4 Горизонтальная Lг=500 м 40 34 97,3 73,8 23845 0,127
Как видно из результатов расчётов, приведённых в таблице 1, разработка НГКМ Южный Кемачи с применением горизонтальных скважин, начиная с 2022 года, может дать более
высокие КИГ и КИК в сравнении с разработкой вертикальными скважинами.
На рисунке 1 представлена сравнительная диаграмма технологических показателей разработки месторождения по вариантам.
■ Продолжительность разработки, лет ■ КИГ, %
■ КИК, % ■ Количество вводимых скважин, шт
95,9 97,8 97,7 97,3
70,4 74,3 74 73,8
60 50
45 42 43 40 34 40
12 3 4
Рисунок 1 Сравнительная диаграмма технологических показателей разработки НГКМ Южный Кемачи по вариантам: 1 - вертикальные скважины; 2 - 4 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального ствола 2 - L=200 м.; 3 - L=300 м.; 4 - L=500 м.
Как видно из приведенной диаграммы, наивысшие КИГ и КИК достигаются при разработке НГКМ Южный Кемачи горизонтальными скважинами по вариантам №2 и №3. Для дальнейшего выбора рекомендуемого варианта доразработки НГКМ Южный Кемачи была построена сравнительная диаграмма максимально требуемой мощности компрессорных
агрегатов ДКС на входе в магистральный газопровод «Южный Кемачи - Кокдумалак», расширение которого планируется в период 20202025 гг. согласно [11]. Вместе с этим была построена сравнительная диаграмма удельных дренируемых запасов для всех вариантов скважин. Данные диаграммы представлены соответственно на рисунках 2 и 3.
N
Максимальная требуемая мощность ДКС,...
28380
11059
32223
23845
12 3 4
Рисунок 2 Сравнительная диаграмма максимальной требуемой мощности ДКС по вариантам разработки: 1 - вертикальные скважины; 2 - 4 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального
ствола 2 - L=200 м.;3 - L=300 м.;4 - L=500 м.
Удельные дренируемые запасы, млрд.мЗ
0,127
0,076
0,013
0,051
12 3 4
Рисунок 3 Сравнительная диаграмма удельных дренируемых запасов по вариантам: 1 - вертикальные скважины (базовый вариант); 2 - 4 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального ствола 2 - L=200 м.; 3 - L=300 м.;4 - L=500 м.
Данные зависимости показывают, что несмотря на увеличение удельных дренируемых запасов газа с увеличением длины горизонтального ствола, не всем вариантам будет достаточно имеющийся на данный момент на НГКМ Южный Кемачи запас мощности компрессорных агрегатов. Так, вариант №3 не удовлетворяет максимально возможной мощности ДКС в 32 МВт.
Для оценки экономической эффективности и рентабельности каждого предлагаемого варианта дальнейшей разработки НГКМ Южный Кемачи
был проведён сравнительный анализ следующих основных экономических показателей:
1.Выручка от реализации газа;
2.Выручка от реализации конденсата;
3.Суммарная выручка от реализации продукции совместно с экономией средств (для горизонтальных скважин);
4.Затраты на ввод скважин в эксплуатацию и их обслуживание.
На рисунке 4 изображена сравнительная диаграмма основных экономических показателей разработки НГКМ Южный Кемачи.
■ Выручка от реализации газа, млн.$
29,4 33,9 6 78,7 6 6 76,0 6 6 65,1 3
5 88,8 6 9 8 6 6 32,2 4 6 21,8 6
406
87,5
1П ^с 1 25,67 44,82 105 4 3,82 43,28
12 3 4
Рисунок 4 - Сравнительная диаграмма основных экономических показателей разработки по вариантам: 1 - вертикальные скважины; 2 - 4 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального ствола
2 - L=200 м.;3 - L=300 м.;4 - L=500 м.
Также для сравнительной оценки предлагаемых и базового варианта доразработки Южный Кемачи были сравнены следующие экономические показатели разработки, характеризующие целесообразность внедрения выбранного варианта:
1.Рентабельность варианта разработки;
2.Себестоимость добычи 1000 м3 газа;
З.Выгода от ввода горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными, равная отношению средней себестоимостей добычи 1000 м3 газа горизонтальной и вертикальной скважиной.
На рисунке 5 изображена сравнительная диаграмма экономических показателей разработки НГКМ Южный Кемачи.
■ Рентабельность 2 3,366 7
■ Себестоимость добычи газа, $/тыс.м3 Выгода
1 0,614 0
7,6377 0,80 ,63 1,00 0,855,9279 1,29 0,72 0,72 0,39 0,33
1 2 3 4
Рисунок 5 - Сравнительная диаграмма экономических показателей разработки по вариантам: 1 - вертикальные скважины; 2 - 4 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального ствола
2 - L=200м.;3 - L=300 м.;4 - L=500м.
Как видно из представленных рисунков, наилучшими экономическим показателями также обладают горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка ствола 200 м.
Для окончательного выбора рекомендуемого варианта дальнейшей разработки месторождения было проведено технико-экономическое обоснование. Для него были выбраны и сравнены следующие технико-экономические показатели для двух предлагаемых и базового вариантов:
1.Продолжительность доразработки; 2.Число эксплуатационных скважин на 2022
год;
3.Максимальная требуемая мощность ДКС;
4.Коэффициент извлечения газа (КИГ);
5.Коэффициент извлечения конденсата (КИК);
6.Дополнительно извлеченный объем газа с 2022 года;
7.Затраты на ввод скважин в эксплуатацию;
N
8.Суммарная выручка от реализации На рисунке 6 представлена сравнительная продукции; диаграмма вышеперечисленных технико-
9.Себестоимость добычи 1000 м3 газа. экономических показателей разработки.
■ Продолжительность доразработки, лет 1 от 4 5
■ КИГ, % КИК, % 8/,
■ Число эксплуатационных скважин на 2022 г., шт
7 ■ Затраты на ввод скважин в эксплуатацию, млн. $
125,с ■ Себестоимость добычи газа, $/тыс.м3
105
)5,S 106 )7,8 7,7
70,4 74,4 с. 6 7,8 о 8 74 6 7,6 1
6 2,9 5 60 5 0
-27 17,692 19,04 м * 3 18,99 2,2 5 2
7 ,638 11,0 6 25 5 ,928 22 1 0,61
1 2 3
Рисунок 6 - Сравнительная диаграмма технико-экономических показателей разработки по вариантам: 1 - вертикальные скважины (базовый вариант); 2 - 3 - горизонтальные скважины с длиной горизонтального ствола 2 - L=200 м.;3 - L=300м.
Заключение
На основании проведенного технико-экономического анализа показателей разработки НГКМ Южный Кемачи было принято решение рекомендовать для дальнейшей разработки данного месторождения предлагаемый Вариант №2, предусматривающий введение в 2022 году 60 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка ствола 200 м. путём зарезки бокового участка ствола имеющихся вертикальных газодобывающих скважин. Применение данного варианта разработки по сравнению с базовым вариантом обеспечит:
1.Дополнительное извлечение 1,51 млрд. м3 газа и 134,08 тыс. т. конденсата при сокращении срока доразработки на 2 года.
2.Повышение коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК) на 1,9% и 4% соответственно.
3.Получение дополнительной прибыли от реализации добытой продукции в размере 4,93 млн.$ за счёт задействования в разработку только фонда газодобывающих скважин.
4.Повышение рентабельности проекта с 80 до 85% параллельно со снижением себестоимости добычи 1000 м3 газа в 1,29 раза.
5.Экономию 20,67 млн. $ затрат на проведение капитального ремонта вертикальных скважин из фонда законсервированных и перевода фонда нефтедобывающих скважин в фонд газодобывающих.
6. Возможность дальнейшей эксплуатации фонда нефтедобывающих скважин путём принятия технологических решений по снижению газового фактора нефти.
7.Осуществимость задействования в разработку газонасыщенных толщин залежи, расположенных под озёрами Девхона и Южный Кемачи без влияния на экосистему.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Алиев З.С., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов. М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с. Учебное пособие для вузов.
2. Алиев З.С.,Мараков Д.А.,Котлярова Е.М.,Самуйлова Л.В.,Бондаренко В.В.,Исмагилов Р.Н., Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений, М.: Недра, 2014, 403 с.
3.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.
4. Алиев З. С. Самуйлова Л. В. «Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин»: Учебное пособие для вузов. - М:. МАКС Пресс, 2011. - 340 с.
5. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2004. - 300с.
6.Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. Технологический режим работы газовых скважин. М., Недра, 1978, 279 с.
7.Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., и др. Основы технологии добычи газа М. Недра, 2003 -880 с.
8.Акты газогидродинамических исследований скважин месторождения Южный Кемачи.
9. Коррективы к проекту разработки месторождения Южный Кемачи.
10.Проект доразработки месторождения Южный Кемачи
REFERENCES:
1. Aliyev Z.S., Marakov D.A. Development of natural gas fields. M.: MAKS Press, 2011. - 340 p. Textbook for universities.
УДК 378.2
2. Aliev Z.S., Marakov D.A., Kotlyarova E.M., Samuylova L.V., Bondarenko V.V., Ismagilov R.N., Theoretical and technological foundations for the use of horizontal wells for the development of gas and gas condensate fields, M.: Nedra, 2014, 403 p.
3. Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov O.M., Remizov V.V., Zotov G.A. Guidelines for the study of wells. - M.: Nauka, 1995. - 523 p.
4. Aliyev Z. S. Samuylova L. V. "Gas-hydrodynamic studies of gas and gas condensate reservoirs and wells": Textbook for universities. - M:. MAKS Press, 2011. - 340 p.
5. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Research of horizontal wells: Textbook. - M .: FSUE Publishing house "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas named after I.M. Gubkina, 2004. - 300p.
6. Aliyev Z.S., Andreev S.A., Vlasenko A.P. Technological mode of operation of gas wells. M., Nedra, 1978, 279 p.
7. Mirzadzhanzade A.Kh., Kuznetsov O.L., etc. Fundamentals of gas production technology M. Nedra, 2003 - 880 p.
8. Acts of gas-hydrodynamic studies of wells of the South Kemachi field.
9. Corrections to the South Kemachi field development project.
10. Additional development project of the South Kemachi field
Яхизов А.Р.
Азиатский медицинский институт им. С. Тентишева, Кыргызская Республика г.Кант ул. Гагарина 58
AКТУАЛЬНОСТЬ СИСТЕМЫ МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА В МЕДИЦИНСКИХ ВУЗAХ
КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
A.R. Iakhizov
Asian Medical Institute memorial of S. Tentishev, Gagarin St, Kant, Kyrgyz Republic
RELEVANCE OF THE QUALITY MANAGEMENT SYSTEM IN MEDICAL UNIVERSITIES OF THE
KYRGYZ REPUBLIC
DOI: 10.31618/ESSA.2782-1994.2022.2.83.300 Аннотация. В данной работе рассматривается актуальность внедрения системы менеджмента качества (далее - CMK) а так же ее действие в высших учебных заведениях и в частности в медицинских; разработан в соответствии с государственным стандартом TOCT Р HCO 9001, требования которого были скорректированы для образовательной деятельности и достижения качественного образования. Путем сертификации высшего учебного заведения, СМК повышает производительность труда и качественный показатель как студентов, так и профессорско преподавательского состава посредством непрерывного улучшения показателя качества образования - это влечет повышение конкурентоспособности студентов а именно будущих специалистов на мировом рынке труда, а также престиж и приоритет вуза среди других. Сертифицированный ВУЗ по стандарту ISO 9001 имеет высокие шансы на мировом уровне занимать лидирующие позиции в рейтингах путем повышения качества и чистоты образования, а так же привлекает внимание инвесторов которые расширяют возможность участвовать в международных проектах.
Abstract. This paper examines the relevance of the implementation of the quality management system (hereinafter - QMS) as well as its effect in higher educational institutions and in particular in medical; developed in accordance with the state standard GOST R ISO 9001, the requirements of which have been adjusted for educational activities and the achievement of quality education. By certifying a higher educational institution of higher education, the QMS increases labor productivity and the quality indicator of both students and teaching staff through continuous improvement of the quality indicator of education. Increases the competitiveness of students, namely future specialists in the global labor market, as well as the prestige and priority of the university
