ПОДДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТНЫХ ОТБОРОВ ГАЗА ИЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СУРГИЛ

АННОТАЦИЯ

В статье, на основе системного анализа текущего состояния разработки Устюртских месторождений природного газа, даны направления работ по совершенствованию их систем разработки и максимальному извлечению остаточных геологических запасов. Изложены новые интегрированные подходы по поддерживанию добычи природного газа в условиях низких пластовых давлений в залежах углеводородного сырья. Предложена интегрированная технологическая схема с целью оптимизации капитальных и операционных затрат, направленные на выявление наиболее эффективного способа добычи газа с обеспечением технологических режимов сбора газа путем эффективного компримирования с подключением компрессорной станции на действующем месторождении. Анализ зависимости дебита газа скважины от параметров давления и температуры показывает, что при снижении давления на устье скважин увеличивается дебит газоконденсатных скважин и учитывая, что давление газа на устье скважин не позволяет обеспечить его транспортировку в период истощения геологических запасов и необходимо рассмотреть различные варианты организации эффективного компримирования газа дожимными компрессорными станциями.

ABSTRACT

In the article, on the base of systematic analysis of the current status of the development of time-consuming producing fields of natural gas, the directions of operations are described on the most effective extraction of residual geological reserves. New integrated approaches to supporting the natural gas production are outlined under the conditions of low reservoir pressure in deposits of hydrocarbon raw materials.

An integrated technological scheme is proposed in order to optimize capital and operating costs, aimed at identifying the most effective method of gas extraction with the provision of technological modes of gas collection by efficient compression with the connection of a compressor station at an operating fields.An analysis of the dependence of well gas flow rate on pressure and temperature parameters shows that with a decrease in pressure at the wellhead, the flow rate of gas condensate wells increases, and given that the gas pressure at the wellhead does not allow for its transportation during the period of depletion of geological reserves, it is necessary to consider various options for organizing effective compression gas booster compressor stations.

Ключевые слова: месторождении, компрессор, шлейф, давления, скважина, газ.

Keywords: fields, compressor, well line, repair, pressure, well, gas.

В результате исследований, проведенных в мире по разработке эффективных систем сбора, подготовки, компримирования и транспорту газа, было создано огромное число вариантов этих систем, предназначенных на определенные периоды эксплуатации месторождений [1,2].

Создание новых и модернизация существующих систем добычи природного газа, являются одной из наиболее актуальных проблем. В связи с этим, одной из приоритетных задач нефтегазовой отрасли является усовершенствование методов добычи с целью дополнительных приростов углеводородного сырья, которые имеют важное теоретическое и практическое значение [3,4,5].

Научные исследования, направленные на совершенствование технологии сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений, осуществляются в ведущих научных центрах, университетах технического профиля и технологических компаниях, разрабатывающих различные виды сепарационного и компрессорного оборудования [3,6,7].

Большое значение отводится задачам проектирования рациональных систем доразработки газоконденсатных месторождений (ГКМ), с обеспечением сравнительно высоких темпов добычи природного газа на завершающих стадиях их эксплуатации, с положительными технико-экономическими показателями.

Развитие промышленности Республики Узбекистан в перспективе обусловлено ростом её энергетического потенциала, который в свою очередь обусловлен наращиванием объема энергетических ресурсов. Наиболее востребованным из этих ресурсов является природный газ, рост потребления которого ведет к необходимости интенсификации его добычи. В этой связи наиболее перспективной является интенсификация освоения месторождений природного газа Устюртского региона, характеризующихся наиболее низкой текущей выработанностью их запасов, (10,3 % на 01.01.2022 г.) и благоприятными перспективами открытия новых объектов по результатам геологоразведочных работ [8].

Месторождения природного газа Устюртского региона характеризуются сложным геологическим строением (многопластовые, наличие в каждой залежи самостоятельного газоводяного контакта, изначального высокого влагосодержания пластового газа, небольшая эффективная толщина продуктивных горизонтов с резкой изменчивостью газонасыщенности по их площади и т.д.) с трудноизвлекаемыми запасами [9].

Исследования обширного материала по освоению месторождений Устюрта, а также результатов последних работ по определению текущей продуктивности их эксплуатационного фонда показывают, что геологические модели залежей Устюртских месторождений, принятые в подсчете запасов их углеводородного сырья, нуждаются в пересмотре. Необходимость пересмотра модели обусловлена выявленными факторами недонасыщенности пластовых резервуаров природным газом, а также зональной экранированностью геологических запасов и линзовидностью газонасыщенных коллекторов. Недонасыщенность природным газом пластовых коллекторов обусловлена неполным вытеснением пластовых вод из порового пространства за исторический период формирования залежей Устюртского региона. В результате, начальная газонасыщенность порового пространства исследуемых продуктивных залежей не превышает 55 % [9], что обуславливает совместный приток газа и воды в ствол скважин практически с самого начала их эксплуатации и, соотвественно, преждевременное выбытие скважин из-за ограниченных возможностей выноса скапливающейся жидкости с забоя за счет пластовой энергии [5].

Последнее обстоятельство сокращает проектируемые сроки эксплуатации газодобывающих скважин и они, в случае отрицательных результатов водоизоляционных мероприятий, переводятся на другие газонасыщенные горизонты. При этом, остаются значительные объемы неизвлеченных запасов углеводородов в предыдущих эксплуатационных объектах.

Новые представления о недонасыщенности природным газом пластовых резервуаров по всему разрезу этажа газоносности, с учетом зональной экранированности запасов в пределах общей структуры газоносности месторождений и проблемы ранней обводненности продукции скважин требуют серьезного пересмотра сложившейся методологии проектирования системы разработки Устюртских месторождений углеводородов, с целью достижения концептуальных объемов добычи газа и конденсата из этих объектов намеченных в работе [11].

В связи с вышеизложенным, актуальной является задача усовершенствования методологии проектирования разработки Устюртских месторождений, направленная на выработку эффективных решений по проектированию системы разработки подземной части и наземного обустройства с учетом отмеченных особенностей этих месторождений.

Рассмотрим подходы к решению поставленной задачи на примере опыта проектирования разработки крупнейшего по запасам Устюртского месторождения Сургил [10,11].

Газоконденсатное месторождение Сургил, открытое в 2002 году, расположено в Муйнакском районе Республики Каракалпакстан.

Промышленная газоносность месторождения связана с терригенными отложениями верхней, средней и нижней юры, в которых выделены 22 продуктивных горизонта. По результатам геологоразведочных работ в 2007 году были подсчитаны запасы углеводородов ГКМ Сургил [9] с утверждением их в ГКЗ. По величине промышленных запасов газа месторождение относится к категории крупных, по геологическому строению - очень сложное.

Месторождение введено в опытно промышленную эксплуатацию (ОПЭ) в 2006 году, согласно проектной работе [10].

Поскольку ГКМ Сургил является сырьевой базой Устюртского газохимического комплекса (УГХК), до ввода в эксплуатацию этого объекта разработка месторождения осуществлялась с ограниченными отборами газа для сохранения величины вышеуказанной сырьевой базы.

С вводом в эксплуатацию УГХК в 2016 году началась промышленная разработка месторождения в соответствии с “Проектом разработки газоконденсатного месторождения Сургил”, выполненного с использованием 3D цифрового геологогидродинамического моделирования [11]. Проект утверждён ЦКР АО «Узбекнефтегаз» с годовым отбором природного газа в объёме 3,01 млрд. м³, который прогнозируется до 2039 года - до выработки 55 % геологических запасов месторождения, действующим фондом из 137 скважино-объектов. Этот фонд включает 126 эксплуатационных скважин, в 10 из которых предусматривается одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) двух горизонтов.

К настоящему времени фонд эксплуатационных скважин ГКМ Сургил доведен до проектной величины, однако с 2018 года наблюдается системное снижение ежегодной добычи газа до 9 %. Только в период с октября 2018 года по ноябрь 2020 года суточная добыча газа из месторождения снизилась с 8,7 до 6,2 млн. м³.

За последние 6 месяцев отмечается усиление темпов снижения добычи газа из месторождения, несмотря на предпринимаемые меры по капитальному ремонту скважин. Анализ разработки месторождения Сургил, определяет необходимость принятия неотложных мер по восстановлению проектных объемов добычи газа из месторождения, с целью ограничения поставок газа на Устюртский ГХК из других месторождений АО «Узбекнефтегаз».

Изучение комплекса материалов по освоению скважин, вышедших из бурения, а также последних исследовательских работ по определению текущей продуктивности эксплуатационного фонда показывает, что геологическая модель месторождения, принятая в подсчете запасов углеводородного сырья, должна быть в срочном порядке пересмотрена. Необходимость пересмотра модели связана с выявленными факторами недонасыщенности пластовых резервуаров природным газом, а также зональной экранированностью геологических запасов и линзовидностью газонасыщенных коллекторов. Недонасыщенность природным газом пластовых резервуаров связана с неполным вытеснением пластовых вод из порового пространства за исторический период формирования залежей Устюртского региона, в том числе месторождения Сургил. В результате, начальная газонасыщенность порового пространства исследуемых продуктивных залежей не превышает 45-55 %, что обуславливает совместный приток газа и воды в ствол скважин с самого начала их эксплуатации. Новые представления о недонасыщенности природным газом пластовых резервуаров по всему разрезу этажа газоносности ГКМ Сургил, с учетом зональной экранированности запасов в пределах общей структуры газоносности месторождения, требуют полного пересмотра системы разработки месторождения, с целью восстановления проектных объемов добычи газа.

В связи с вышеизложенным предлагается в ускоренном порядке разработать проектно-технологические решения по модернизации системы разработки подземной части месторождения и его наземного обустройства.

По подземной части месторождения предлагается внедрить технологический режим эксплуатации скважин, направленный на увеличение скорости потока газожидкостной смеси в лифтовой колонне, для эффективного удаления жидкости с забоев скважин, совместно с бурением дополнительных скважин – дублеров до 101 ед., в период с 2021 по 2030 годы.

В целях сокращения объемов бурения, в ускоренном порядке необходимо принять решение по созданию систем многоствольных скважин, для совместно-раздельной эксплуатации от 3 до 5 локально-экранированных газоводонасыщенных горизонтов. Учитывая, что перевод месторождения на технологический режим эксплуатации скважин с максимально возможной скоростью потока газожидкостной смеси в их стволе обусловит существенное снижение устьевых рабочих давлений, стратегия проекта предусматривает установку на месторождении дожимной компрессорной станции, интегрированной на режим отбора газа из 3-х групп скважин: с устьевыми давлениями выше 7,5 МПа; средними устьевыми давлениями - 3,5-7,5 МПа; низкими устьевыми давлениями - ниже 3,5 МПа. Работа скважин с давлениями выше 7,5 МПа будет сопровождаться подачей газа на выход ДКС, продукция скважин с давлениями 3,5-7,5 МПа будет подаваться на 2-ую ступень компримирования газа, продукция скважин с давлениями ниже 3,5 МПа будет подаваться на 1-ую низконапорную ступень ДКС.

Предварительные расчеты показывают, что для увеличения темпов добычи газа с 2,2 до 3,2 млрд. м³ в год и удержания этого темпа до 2030 года потребуется бурение до 45 новых скважин в период 2021-2023 гг., а в дальнейшим – ежегодное бурение скважин дублеров по 16-18 ед. до 2030 года. Укрупненная оценка технико-экономических показателей (ТЭП) проекта определяет возможности эффективной организации работ по модернизации месторождения Сургил. Оценочно инвестиционные затраты в бурение 101 скважины в период 2021-2030 гг. со строительством ДКС, интегрированной с системами внутрипромыслового транспорта газа от скважин с высоким, средним и низким давлениями, составят 362,5 млн. долл. США.

Для выполнения этой программы необходимо привлечь внешний инвестиционный капитал до 103,1 млн. долл. США в течении первых двух лет. Остальные финансовые ресурсы для реализации проекта будут генерироваться с его денежного потока. Эксплуатационные расходы за указанный период определены в сумме до 400,0 млн. долл. США (экв.), с учетом налогов и отчислений в бюджет и внебюджетные фонды. В случае отказа иностранных соучредителей СП OOO «Uz-Kor Gas Chemical» от вложения инвестиционного капитала в модернизацию месторождения, предлагается в ускоренном порядке привлечь прямые иностранные инвестиции в реализацию этого проекта на условиях заключения с СП OOO «Uz-Kor Gas Chemical» риск-сервис контракта на оказание услуг по эксплуатации месторождения, на 25-летний период.

В таблице 1 представлена укрупненная оценка технико-экономических показателей (ТЭП) дальнейшей разработки ГКМ Сургил, направленной на эффективную организацию работ по модернизации системы разработки месторождения Сургил. При принятии указанной технико-экономической модели возвратность инвестиций для инвестора может быть обеспечена в течение 5 лет, при внутренней норме рентабельности (IRR) проекта 14 %.