Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 126

Для наглядности рассмотрим работу скважины на конкрет­ном примере. На рис. 2 приведена характеристика скважины 713 УКПГ-1. Скважина работает с дебитом по газу 95 тыс. м в сутки и при этом выносит 5 м3 пластовой воды (точка А на рис. 2). Давле­ние на устье составляет 35 кг/см2, длина шлейфа 2980 м. Расчетное

93


забойное давление в этом случае составит 45 кг/см2. Если добычу воды осуществлять при помощи винтового насоса по НКТ 2 3/8", а добычу газа по НКТ 5", то при давлении на БВН 30 кг/см2 зависи­мость забойного давления в скважине от дебита будет пунктирная кривая на рис. 2. Если сохранить имеющееся давление на устье скважины - 35 кг/см2, то зависимость забойного давления от дебита будет сплошная линия (рис. 2).



ХарактеристикасистемыБВН-забоискважины



Расход газа, тыс. м /сут Рис. 2. Характеристика скважины 713, УКПГ-1

По данным тех. режимов отношение среднего дебита сква­жин к средней депрессии в зоне УКПГ-1 составляет 9,95 тыс. м3/сут на 1 кг/см2. Исходя из этого, на рис. 2 построена характеристика пласта для скважины 713, т.е. зависимость между давлением на за­бое и притоком газа к скважине.

Пересечение характеристики пласта и характеристики систе­мы БВН - забой скважины есть рабочая точка всей системы [пласт] - [скважина] - [шлейф] для заданного давления на БВН (точка Б), в нашем случае это 30 кг/см2. При этом, давление на забое составит 41 кг/см2, а дебит - 133 тыс. м3/сут. Если устьевое давление скважи­ны оставить 35 кг/см2, то забойное давление составит 44 кг/см2, а дебит ~ 108 тыс. м3/сут (точка В).

94


Аналогичные расчеты выполнены для 29 скважин, в продук­ции которых есть вода (УКГТГ-1, 2 и 3). На основании этих расчетов выполнена оценка экономической эффективности применения ме­ханизированной добычи воды из обводненных газовых скважин ОНГКМ.

В расчетах сделаны следующие допущения:

1.  Оценка эффективности проводится по приросту добычи га­
за, который при равном темпе падения в базовом и расчетном вари­
анте остается постоянным.

2.  Не учитываются также затраты по подготовке пластовой
воды и утилизации газов дегазации. Предполагается, что добывае­
мая пластовая вода либо будет использоваться для осуществления
ППД на нефтяных залежах ОНГКМ, и затраты на ее подготовку
должны быть отнесены на добычу нефти, либо будет утилизиро­
ваться по существующей ныне схеме.

3.  Срок окупаемости мероприятия принят не более пяти лет,
себестоимость добываемой продукции не должна быть более су­
ществующей.

Дополнительный дебит скважины, тыс. м /сут

Рис. 3. Зависимость срока окупаемости от дополнительного дебита скважины (по реализации товарного газа на ОГПЗ)

95


Сроком окупаемости капитальных вложений является момент перехода значения нарастающего потока наличности от отрица­тельных к положительным значениям.

Расчеты проводились по условиям реализации газа после ОГПЗ.

На рис. 3 показана зависимость срока окупаемости реконст­рукции скважины от дополнительного дебита скважины (прироста суточной добычи газа). При этом, для окупаемости реконструкции за 5 лет необходимо получить дополнительный дебит скважины на уровне 20 тыс. м3 в сутки.

Необходимо добавить, что переоборудование только рабо­тающих обводненных скважин достаточно для получения прибыли, часть которой можно направить на работу с простаивающим об­водненным фондом.

© В.А.Толстов

ОПЫТ РАБОТЫ СЕПАРАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В

КОМПРЕССОРНЫЙ ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕГО

ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

Толстое В.А. (ДАО "ЦКБН")

Особенностью работы сепарационного оборудования в ком­прессорный период эксплуатации месторождений является посто­янно меняющееся (в сторону уменьшения) рабочее давление. Кро­ме того, увеличивается вынос из скважины пластовой воды с по­вышенным содержанием солей, что, при некачественной работе узлов сепарации, приводит к значительному ухудшению показате­лей работы нагнетателей, абсорбера и установки регенерации ДЭГ.