Шебелинское газоконденсатное месторождение вступило в эксплуатацию в 1956 г. Благоприятное географическое положение вблизи потребителей газа, большие запасы (565 млрд.м3), высокие де-биты скважин обусловили его ведущее место в газоснабжении СССР. В 1958-1969 гг. оно давало 20-24% всей добычи газа страны.
По Шебелинскому месторождению впервые был составлен комплексный проект разработки, в котором на основе технико-экономических расчетов выбраны параметры скважин и всех промысловых сооружений, установлена оптимальная пластовая депрессия [3]. Из-за малой проницаемости коллекторов высокие дебиты можно получить при больших депрессиях. Увеличение депрессии позволяет получить запланированную добычу с меньшим числом скважин, но требует увеличения мощности ДКС. Проведенная в проекте экономическая оценка показала целесообразность разработки месторождения с депрессией 30 МПа [2].
В проекте проведена экономическая оценка различных способов промысловой подготовки газа. Результаты расчетов показали целесообразность промысловой обработки газа Шебелинского месторождения на установках низкотемпературной сепарации с турбодетандерами [3].
Месторождение Газли в 1967 г. было введено на установленный проектом уровень годовой добычи 23,8 млрд.м3.
324
Размеры годового отбора определены, исходя из предпосылки, что основные запасы газа используются для газоснабжения Урала и частично Средней Азии. В работе Экономического отдела ВНИИГА-За на основе анализа потребности в топливе Урала и сравнительной оценки экономических показателей по добыче, транспорту и использования различных видов топлива была установлена целесообразность ввода в эксплуатацию двухниточного газопровода на Урал диаметром 1020 мм. В проекте разработки месторождения Газли предусматривалась годовая подача газа в газопровод Бухара-Урал 21 млрд.м3, Джаркак-Бухара-Ташкент - 2,8 млрд.м'; годовой отбор газа из месторождения был установлен в 23,8 млрд.м3 [4].
В экономической части проекта было дано обоснование конструкции эксплуатационных скважин, выбора пластовой депрессии, продолжительности периода постоянной добычи газа и других параметров разработки месторождения.
Диаметр эксплуатационной колонны газовых скважин на месторождении установлен, исходя из условия одинаковых потерь давления в стволе скважин, но при разных их дебитах. Соответственно для получения проектного отбора газа потребовалось бы 100 скважин с эксплуатационной колонной 6" или 85 скважин с колонной 8й. Приведенные затраты при бурении скважин с 6" эксплуатационной колонной составили бы 1140 тыс.руб , с. 8" колонной - 1040 тыс.руб. Поэтому на Газли было осуществлено бурение скважин с 8й эксплуатационной колонной.
После 1961 г. в СССР произошел дальнейший значительный рост добычи газа. Только в России добыча природного газа возросла с 24,4 млрд.м3 в 1961 г. до 570-580 млрд.м3 в последние годы. Наращивание добычи природного газа происходило главным образом за счёт месторождений Севера Тюменской области, а также залежей сложного состава газа и содержащих в ряде случаев большое количество конденсата. Ввод таких месторождений потребовал дальнейшего развития методов экономического проектирования.
Возникла необходимость создания методики экономического обоснования способов разработки газоконденсатных месторождений, содержащих большое количество конденсата. Сотрудниками экономического отдела ВНИИГАЗа Г.С.Уринсоном и В.А.Соколовым разработана такая методика [5, 6], примененная при лроектировании
325
Вуктыльского, Карачаганакского, Астраханского и других месторождений.
Вуктыльское газоконденсатное месторождение отличается высоким начальным содержанием конденсата - 360 г/м\ При составлении проекта разработки рассмотрена целесообразность разработки месторождения с поддержанием давления путём обратной закачки газа в пласт (применение сайклинг-процесса). Результаты расчётов оценки способов разработки месторождения приведены в табл. 1.
Таблица 1
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.