Применение модульных компрессорных установок российского производства при добыче низконапорного сеноманского газа

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

На сегодняшний день наиболее крупные и уникальные сеноманские газовые залежи находятся на стадии разработки, характеризуемой падением добычи газа и активным внедрением пластовой воды в залежь. Основными проблемами, связанными с эксплуатацией технологического оборудования, на этом этапе являются: снижение продуктивности и дебитов скважин, накопление жидкости на забоях скважин. В процессе разработки происходит закономерное снижение пластовых и устьевых давлений, что накладывает ограничения на возможные режимы работы скважин.

В настоящее время назрела необходимость разработки новых технологий и методов промысловой подготовки углеводородов, а также внедрения высокоэффективного оборудования.

Наиболее перспективным решением по эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки сеноманских залежей является ввод в узловые точки системы сбора газа мобильных компрессорных установок, которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.

МКУ базируется на общей стальной раме с внешними блочными устройствами. Работа установки происходит без присутствия обслуживающего персонала.

МКУ способны продлить эксплуатацию скважин до устьевого давления 0,1 МПа, что позволит продолжить рентабельную добычу низконапорного газа и достичь максимальной газоотдачи залежи.

В 2011 году на Вынгапуровском месторождении был запущен пилотный проект по вводу мобильных компрессорных установок в рамках опытнопромышленной эксплуатации. А уже в марте 2015 года ООО «Газпром добыча Ноябрьск» подписало договор о приобретении семи установок, которые разместят на четырёх площадках газосборной системы Вынгапуров-ского газового промысла. Это позволит продлить эксплуатацию промысла до конца 2021 г, несмотря на то, что уже сейчас коэффициент извлечения газа сеноманской залежи месторождения составляет более 84 %. По последним данным публикуемым специалистами ПАО «Газпром», вносятся корректировки в проектнотехнические документы на разработку месторождении с учётом внедрения МКУ. По расчетам это позволит увеличить значение накопленного отбора газа, например из сеноманской залежи Ямбурского месторождения на 8% с внутренней нормой доходности 15% [3].

Наряду с увеличением объемов добычи газа применение МКУ обладает рядом таких технологических преимуществ, как:

• -    снижение негативных последствий накопления жидкости в промысловых системах сбора газа и, как следствие, улучшение условий работы скважин;

• -    снижение гидродинамических потерь в промысловых трубопроводах за счет увеличения уровня эксплуатационных давлений;

• -    более гибкое регулирование режимов работы ДКС, что позволит обеспечивать условия эффективной загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

• -    возможность управления разработкой отдельных зон газовой залежи и рационального использования энергии пластового давления.

На Вынгапуровском газовом промысле эксплуатируются МКУ-450 производства Siemens Nederland N.V. Важно отметить, что отечественные машиностроительные предприятия обладают опытом изготовления МКУ [4].

В связи с принятым высшим руководством Российской Федерации экономическим курсом на им-портозамещение, многие отечественные нефтегазовые компании переходят на технологии и оборудование отечественных производителей. В условиях сложившихся реалий требуется эффективное точечное внедрение национального продукта в нуждающиеся в модернизации технологические системы. Учитывая вышеупомянутые факторы предлагается внедрение отечественных МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Казанькомпрессормаш», на кусту скважин Вын-гапуровского месторождения.

Проведённый анализ показал, что данная установка по технологическим и эксплуатационным параметрам идентична МКУ-450 Siemens Nederland N.V., но при этом имеет более низкую закупочную стоимость, чем зарубежный аналог.

Следует также отметить, что компрессорные установки серии ТАКАТ эффективно эксплуатируют на своих месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Сургутнефтегаз».

Рассмотрено гипотетическое внедрение МКУ ТАКАТ в газосборную систему пяти скважин Вынга-пуровского месторождения, по аналогии с уже имеющимся опытом внедрения МКУ на этом месторождении. Газ с устьев скважин № 207, 179, 208, 117, 167 предварительно будет подвергаться компримированию в МКУ, которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.

Для оценки экономической эффективности была рассчитана экономика двух вариантов с внедрением МКУ и без внедрения за расчётный период 16 лет, равный сроку эксплуатация ТАКАТ. Расчёты были проведены с учётом технологических показателей МКУ ТАКАТ, винтовой ДКС № 92, параметров шлейфов и учёта их реконструкции под внедрение МКУ. Расчеты выполнены в соответствии с общепринятыми в международной практике подходами на основе действующих нормативно-методических документов [5,6].

Положительные экономические показатели при внедрении МКУ, достигаются за счёт увеличения добычи газа и газового конденсата, снижения энергетической составляющей эксплуатационных затрат, за счёт более эффективной загрузки ДКС. Отрицательные экономические показатели за расчётный период 16 лет в проекте без внедрения МКУ, характеризуются невозможностью экономически рентабельной добычи остаточных запасов низконапорного газа на завершающем этапе разработки месторождения без использования эффективных технологий.

Также были проведены расчёты и выведены зависимости энергоэффективности применения системы распределённого компримирования. В качестве показателя энергоэффективности использовалось отношение суммарных рабочих мощностей работы по схеме распределенного компримирования с МКУ и винтовой ДКС к отношению суммарных мощностей ДКС без технологии распределенного компримирования. На показатель этого отношения влияют величина компримирования газа в МКУ (в зависимости от выбранного режима) и общая величина компимирования газа ri = Pк/Pу на участке устье – выход с ДКС. По расчётам энергоэффективность применения МКУ достигает до 8% в зависимости от режимов работы, которые учитываются при проектировании ГСС. Положительная энергоэффективность достигается за счёт рациональной загрузки ДКС на протяжении срока эксплуатации системы распределённого компримирования и затратам на топливные ресурсы.

Выводы:

Продление периода рентабельности добычи низконапорного сеноманского газа на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, в настоящее время входит в перечень актуальных научно-технических задач добывающих предприятий России. Это может быть обеспечено за счет применения мобильных компрессорных установок (МКУ). Увеличение объемов добычи газа достигается увеличением отборов из истощенных скважин при подключении МКУ к ГСС. Это позволяет увеличить пропускную способность шлейфов, снизить устьевые давления и, как следствие, увеличить дебиты скважин. В ходе работы выявлена экономическая и энергетическая эффективность гипотетического применения отечественной МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Ка-занькомпрессормаш», на кусте скважин Вынгапуров-ского месторождения.