Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 103

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.