Освоение уникальных по запасам газа месторождений Надым-Пур-Тазовского района Западной Сибири осуществлялось исключительно быстрыми темпами. Это обеспечивалось высокими дебитами эксплуатационных скважин, превышающими расчетную величину. Например, по Уренгойскому месторождению средне-расчетный дебит был принят в проекте в 1 млн. м3/сут, а практически в первую очередь вовлекались в разработку скважины с дебитом в 1,5-2,5 млн. м3/сут. Такой подход, вызванный стремлением побыстрее выйти на расчетный отбор газа из месторождения, привел к некоторому рассогласованию работы системы, так как усиливались перетоки с обводнением участков залежи и потерей пластовой энергии.
Предварительный расчет по разработке Ямбургского месторождения по варианту с годовым отбором газа в 160 млрд. м3 в период стабильной добычи показал, что максимальные удельные капвложения, необходимые для компримирования газа, составили 8,3 млн. руб. на одну атмосферу, в то время как при более равномерном отборе - 6,3-5,8 млн. руб.
Таким образом, необходимость регулирования пластовых перетоков из разновременно вовлеченных в разработку частей залежей с целью рационального использования потенциала пластовой энергии и запасов газа является не только актуальным для авторского надзора, но и должно стать дежурным исследованием особенно для крупнейших месторождений страны.
Глава 6
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОЛГОСРОЧНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ КРУПНЕЙШИХ СЕВЕРНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОСНОВАНИЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩЕГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ямбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1969 г., расположено в 80 км северо-западнее пос. Тазовский. Оно приурочено к одноименному куполовидному поднятию, представляющему антиклинальную складку, вытянутую в северовосточном направлении.
Промышленная газоносность месторождения связана с сено-манскими и валанжин-барремскими отложениями. Разработка основной сеноманской залежи ведется с сентября 1986 г. посредством установок комплексной подготовки газа: УКПГ-2, УКПГ-1,
167
УКПГ-3, УКПГ-5, УКПГ-6. Все УКПГ выведены на проектную мощность с одинаковым по вариантам темпом ввода скважин.
Если прежде в системе оценки вариантов разработки газовых месторождений преобладал технократический подход, реализующий административно-заданный отбор, то сейчас при развитии рыночных отношений приоритет смещается к технико-экономическим ресурсосберегающим решениям. Причем важнейшими взаимосвязанными и определяющими параметрами, подлежащими оптимизации по конечным результатам производства, являются уровень годовых отборов и продолжительность периода стабильной добычи газа.
От этих показателей в конечном счете зависит экономическое благополучие предприятия и. продолжительность его функционирования.
Согласно газодинамическим расчетам, выполненным Уренгойским филиалом ТюменНИИГИПРОгаза, для технико-экономической оценки были предложены семь вариантов разработки се-номанской залежи Ямбургского месторождения, отличающихся уровнем годовых отборов и продолжительностью периода постоянной добычи газа (табл. 16). При этом предыстория разработки с 1986 по 1990 г. учтена в равном размере для определения накопленной добычи и коэффициентов газоотдачи.
В практике газодинамических и технико-экономических расчетов до сих пор варианты рассматривались за одинаковый срок. Но при этом упускалось из вида, что давление газа на устье скважин оказывалось разным, т.е. нарушался принцип сравнимости вариантов. Такой неправомерный методический подход оставался незамеченным до тех пор, пока экономический критерий не учитывал качественной характеристики вариантов по воспроизводственным затратам, отражающим конечные результаты промышленной разработки посредством различных коэффициентов газоотдачи Эг.
Для преодоления отмеченного недостатка варианты были уравнены до одинакового устьевого давления на скважинах.
Из табл. 17 видно, что для уравнивания давления по вариантам потребовалось рассмотреть разные сроки доразработки месторождения.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.