Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 137

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