Влияние реконструкции объектов добычи газа на показатели разработки месторождений Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.324+621.64+622.013

Д.В. Изюмченко, А.В. Елистратов, Ю.А. Лаухин

Влияние реконструкции объектов добычи газа на показатели разработки месторождений

Ключевые слова:

скважина, газосборная сеть, дожимная компрессорная станция, реконструкция, объемы добычи газа.

Keywords:

well,

gas-collecting

system,

boosting

compressor station, reconstruction, amounts of gas production.

Разработка месторождений природного газа осуществляется в рамках единой взаимосвязанной системы «пласт - скважины - система сбора газа - система промысловой подготовки газа» (с заданным давлением подачи газа в систему магистрального транспорта), все элементы которой оказывают влияние на показатели разработки. Нормативная документация, регламентирующая проектирование и авторское сопровождение разработки месторождений [1], ограничивается в основном оценкой объемов и сроков ввода новых мощностей (скважин и дожимных компрессорных станций (ДКС)) для обеспечения проектных объемов добычи и практически не рассматривает влияния реконструкции.

Влияние реконструкции на различные аспекты эксплуатации отдельных объектов обустройства месторождений - скважин, газосборных сетей (ГСС) - рассмотрены в ряде публикаций [2-4]. В то же время отсутствует систематизированный научно-технический анализ влияния реконструкции различных объектов обустройства месторождений на объемы предотвращенного снижения добычи газа и показатели разработки месторождений в целом. В условиях, когда базовые месторождения ПАО «Газпром» вступили в период падающей добычи, а около 20 % газа добывается из месторождений с выработанностью запасов более 70 %, растет актуальность оценки вклада реконструкции и технического перевооружения объектов основного технологического назначения промыслов в обеспечение проектных показателей разработки.

Реконструкция объектов обустройства выполняется на протяжении всего жизненного цикла месторождения (рис. 1):

• в начальный период эксплуатации она направлена на устранение недостатков проекта и строительства;

• текущая реконструкция используется для поддержания объемов добычи на проектном уровне и в основном обусловлена изменением технологических показателей разработки;

• комплексная реконструкция, выполняемая по проекту реконструкции и охватывающая все системы и оборудование основного технологического назначения и инженерного обеспечения, обусловлена значительными изменениями технологических показателей эксплуатации, выработанностью установленного ресурса оборудования и изменением нормативных требований к надежности и экологической безопасности объектов добычи.

На обеспечение проектных объемов добычи углеводородов и, следовательно, эффективную разработку месторождения непосредственно влияет реконструкция скважин, ДКС и ГСС, выполняемая на протяжении всего жизненного цикла месторождения как по отдельным проектам, так и в составе комплексных проектов.

Реконструкция скважин. Основной объем реконструкции скважин выполняется в период падающей добычи и обусловлен изменением показателей разработки. В период падающей добычи при дебитах ниже минимального в стволе скапливается жидкость, скважина начинает самозадавливаться, ее дебит уменьшается, и необходима продувка для предотвращения остановки скважины (рис. 2 [2]).

Для обеспечения проектных уровней добычи (предупреждения снижения деби-тов скважин в среднем на 25-30 %) и предотвращения постоянно увеличивающихся потерь газа при продувке скважин в период падающей добычи необходимо

Проект разработки

Проект обустройства

Реконструкция для устранения недостатков проектов и строительства

Обустройство

Коррективы проекта разработки ^_^_

Проекты локальной реконструкции

Проект комплексной реконструкции

Проект 'ликвидации

Текущая реконструкция по изменяющимся условиям разработки

Комплексная реконструкция

Период эксплуатации

Ликвидация

Комплексная программа реконструкции

Программа ликвидации

Рис. 1. Жизненный цикл месторождения

либо постоянно уменьшать диаметр насосно-компрессорных труб, либо реконструировать скважины с использованием различных технологий удаления жидкости (концентрические лифтовые колоны, плунжерный лифт и др.).

Большой объем реконструкции скважин, не связанный с изменением параметров разработки, выполняется на протяжении всего жизненного цикла месторождения, а именно:

• бурение боковых столов на бездействующих скважинах, которые остановились в результате обводнения и работоспособность которых не удается восстановить при проведении капремонта;

• замена фонтанной арматуры, подземного скважинного оборудования и обвязки устьев скважин, обусловленная техническим состоянием оборудования, без замены которого скважины необходимо остановить.

В этих случаях в результате реконструкции обеспечивается восстановление (предотвращается снижение) дебита скважины в полном объеме.

Реконструкция ДКС. Технологическое развитие промысловых ДКС подчинено требованию непрерывного повышения степени сжатия газа по мере снижения устьевого давления скважин и, следовательно, входного давления установки комплексной подготовки газа (УКПГ) (рис. 3). Это достигается вводом новых ступеней компримирования (компрессорных цехов (КЦ)) и постоянной реконструкцией действующих ДКС (замена нагнетателей, сменных

проточных частей, запорной арматуры, переобвязка КЦ).

При фиксированном технологическом оснащении ДКС лимитирующим фактором, влияющим на возможность обеспечения проектной добычи углеводородного сырья, является минимальное давление на входе УКПГ (Рвх), обеспечивающее подачу газа в магистральный газопровод. При отказе от реконструкции дожимного комплекса необходимо сократить объемы добычи газа для снижения гидравлических потерь в системе «пласт - устье скважины - вход УКПГ» и поддержания необходимого постоянного значения Рвх. Разработка

Начало самозадавливания

ю и Ч

180 160 140 120 100 80 60 40

У л

\ л/А \лЛ

ОН

\

\ \ /У

Продувка

Время

- 1,4

1,5

1,3

- 1,2

- 1,1

0

-

1,0

Рис. 2. Режим работы самозадавливающейся скважины [2]

60

50

40

«

<и с

(Г Щ

е £

30

20

10

^ ^Давление газа на входе МПК *

1 \ 1 Ч

1 \ .-1 Предельная рабочая температура . ^ без замены ЗРА ^ ----

' ' \ ^^^ Тейпературагаза 1 \ ^ X1

н^выходеКЩ „„о----------- 1 \ 1 — ^ 1 ---- „ \ 1 V ^ 1 1емперату|рагаза > __

| 1 на выхода КЦII 1 1 1 1 1 1 1 1 1 > — --- — ^____

1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 л л л г

120

100

80

60

40

20

Ввод КЦ1

Ввод КЦИ

СПЧ-1,7/76

спч-

2,0/76

15

СПЧ-2,2/41

20

Замена ЗРА

О

и §

-с И

а х

св

а

£

а и

и Н

25

Период, лет

Замена ЗРА; СПЧ-3,0/30

Рис. 3. Технологическое развитие дожимного комплекса месторождения:

МПК - межпромысловый коллектор; ЗРА - запорно-регулирующая арматура; СПЧ - сменная проточная часть

месторождения при этом может вестись только при практически постоянном устьевом давле-нии1 и стремительно падающих дебитах скважин, что приведет через несколько лет к остановке промысла по причине самозадавлива-ния фонда скважин (рис. 4). Приведенные на рис. 4 показатели разработки «без реконструкции ДКС» рассчитаны для конкретного случая. В зависимости от стадии разработки (период постоянной добычи или падающей) и вырабо-танности запасов месторождения период эксплуатации месторождения «без реконструкции ДКС» может быть больше или меньше.

В целом эффект от реконструкции ДКС снижается по мере разработки месторождения. Необходимо отметить, что технологический режим работы скважин с постоянным устьевым давлением также принимается в случае несвоевременного ввода ДКС для обеспечения поступления газа в газопровод [5]. Таким образом, отказ от реконструкции ДКС оказывает на разработку месторождения влияние анало-

В период падающей добычи из-за обводнения шлейфов гидравлические потери практически не зависят от расхода газа и, следовательно, при постоянном значении Рвх устьевое давление также будет постоянным.

гично задержке ввода или невводу компрессорных мощностей.

Реконструкция ГСС. Вид и объемы реконструкции ГСС зависят от стадии разработки месторождения. Лупингование2 отдельных участков ГСС для снижения гидравлических потерь и обеспечения проектных объемов добычи углеводородов при проектных значениях давлений на входе УКПГ может выполняться в периоды нарастающей и постоянной добычи и в начале периода падающей добычи. Цель реконструкции ГСС лупингованием аналогична цели реконструкции ДКС: обеспечение проектных значений Рвх для подачи проектных объемов газа в магистральный газопровод. При отказе от лупингования ГСС необходимо сократить объемы добычи газа в скважинах, подключенных к нерекоструируемым шлейфам, для снижения гидравлических потерь и поддержания проектных значений Рвх. Обычно лупин-гование ГСС требуется на период, не превышающий нескольких лет, но оказывает значительное влияние на объемы добычи. Расчетные исследования показывают, что оно позволяет

Лупинг, лупингование - прокладка нового участка газопровода параллельно существующему для увеличения пропускной способности последнего.

0

0

обеспечить увеличение добычи газа по промыслу приблизительно на 3,5 % [4].

Основной объем реконструкции ГСС выполняется в период падающей добычи и направлен на предотвращение накопления и удаление из трубопроводов жидкости, которая приводит к таким проблемам, как:

• возникновение пробковых режимов течения газожидкостных потоков в трубопроводах, обусловливающих увеличение потерь давления в трубопроводах и залповые выбросы жидкости на вход УКПГ;

• образование льда в трубопроводах.

Для снижения негативного влияния накопления жидкости используются различные технические решения по реконструкции газосборных сетей, а именно:

• объединение газовых потоков шлейфов, проложенных в одном коридоре;

• замена шлейфов на трубопроводы меньшего диаметра;

• оснащение шлейфов узлами запуска-приема очистных поршней;

• сепарация жидкости на устье скважин.

Расчетные исследования показывают, что

удаление жидкости из ГСС или снижение ее накопления за счет реконструкции ГСС способствует увеличению дебитов скважин при сохранении давления на выходе системы сбора газа и уменьшению количества остано-

вок скважин в результате «самозадавливания». Прирост дебитов в результате реконструкции ГСС зависит от длины и рельефа прокладки шлейфов. Эффективность реконструкции возрастает при увеличении длины и угла наклона шлейфа. Если углы наклона шлейфов составляют более 2,0° (характерны для месторождений Восточной Сибири), изменение объемов добычи в результате реконструкции может превысить 10 %. Результаты расчетных исследований влияния реконструкции на показатели эксплуатации месторождения при профилях трасс ГСС, близких к горизонтальным, что характерно для месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, приведены в статье [6].

Экономическая эффективность реконструкции. Объемы добычи углеводородов возможно поддерживать за счет ввода новых и реконструкции действующих мощностей (скважин, КЦ, ДКС и пр.). Сравнение экономической эффективности нового строительства и реконструкции позволяет сделать следующие выводы:

• реконструкция объектов обустройства действующих месторождений с развитой инфраструктурой требует на 20-80 % меньше капитальных вложений для обеспечения равных новому строительству объемов добычи углеводородов;

• экономическая эффективность реконструкции объектов обустройства зависит от

2,0

15

-- 12

-- 9

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Период, лет

Рис. 4. Показатели разработки месторождения «с реконструкцией» и «без реконструкции» ДКС

0

6

0

3

0

своевременности ее выполнения. В период падающей добычи откладывание реконструкции снижает ее экономическую эффективность и в ряде случаев она становится нецелесообразной. Особенно сильный негативный эффект имеет перенос сроков реконструкции скважин, так как ее экономическая эффективность зави-

сит от дебита скважин. Учитывая, что снижение объемов добычи на 30 % приводит к росту себестоимости газа на 10-12 %, необходимо строго соблюдать сроки реконструкции для поддержания эффективности освоения запасов на приемлемом уровне.

Список литературы

1. ГОСТ Р 55415-2013. Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Правила разработки. - М.: Стандартинформ, 2014. -32 с.

2. Минликаев В.З. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / В.З. Минликаев,

Д.В. Дикамов, А.Г. Глухенький и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 2. - С. 76-77.

3. Бузинов С.Н. Технология эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений: обз. инф. / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш. - М.: Газпром экспо, 2013. - 68 с.

4. Ротов А. А. Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси: автореф. дис. ... канд. тех. наук. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 26 с.

5. СТО Газпром 2-3.3-945-2015. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика по составлению технологического режима работы промысла (установки комплексной подготовки газа)

с расчетом технологических параметров от пласта до входа в головную компрессорную станцию с учетом пиковых нагрузок и незапланированного снижения уровней отборов газа. - М.: Газпром экспо, 2015. -116 с.

6. Дикамов Д. В. Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин / Д. В. Дикамов,

А. А. Ротов, Д. В. Изюмченко и др. // Вести газовой науки: Актуальные проблемы добычи газа. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. -№ 2 (26). - С. 78-83.