Это результат падающей добычи, которая в свою очередь выделяет ряд проблем связанных с

7. На медвежьем месторождении была выявлена зависимость самозадавливание скважины от диаметра НКТ. На графике мы видим, что скважины с диаметром НКТ 168 мм при малых дебитах и малых давления больше всего подвержены само-задавливанию.

8.С учетом параметров работы скважин месторождения Медвежье мына диаграмме наблюдаем тенденцию само-задавливающих скважин по отношению к Ø НКТ

9. Мы видим на диаграмме, процентное соотношение скважин к диаметру НКТ, что большая часть фонда скважин по месторождению с НКТ Ø168 мм. То тесть проблема самозадавливания скважин на месторождении велика.

10. В основном по месторождению борьба с самозадавливанием скважины происходит путем продувки скважины в атмосферу, это приводит к большим потерям газа и оказывают негативное влияние на окружающую среду.

11. На таблице мы наблюдаем прогнозируемое кол-во выпушенного газа атмосферу за период с 2011 по 2030 год. Общая цифра составляет 224 млн./м3.

Аналогичные проблемы Медвежьего месторождения, уже были решены на месторождении с более истощенными запасами. Таком как Вынгапуровское месторождение.

12. В настоящее время Вынгапуровское газовое месторождение находится на завершающей стадии разработки и эксплуатируется в режиме падающей добычи газа.Добыто более 86 % от общего объема.

13. Вариантом решения этих проблем стала установка мобильных компрессорных станций.

Это позволило увеличить пропускную способность шлейфов, снизить устьевые давления и, как следствие, увеличить дебиты скважин.

14. Технология работы МКУ заключается:Газ со скважин направляется в фильтр сепаратор вихревого типа, где происходит грубая очистка газа от жидкости и мех примеси. Отобранная жидкость с мех примесями оседает в ёмкости, по мере заполнения жидкость центробежными насосами выкачивается сливную площадку, а мех примеси выгружаются. Далее газ попадает в компрессор винтового типа, компримируется до нужного давления и попадает в систему охлаждения газа. Далее газ направляется в газа сборочную сеть, где компримируется ДКС.

15. За период работы МКУ на Вынгапуровском месторождении: произведен анализ работы скважин подключенных к МКУ и без МКУ. Установлено, что величина роста дебита индивидуальна, для каждой скважины, и составляет от 10 до 20%.

16. Рекомендую внедрение на газовый промысел №4 две МКУ для кустов дальних скважин.

17. Рассмотрим технологический режим работы скважин, для анализа оптимального дебита скважин необходимого для подсчета экономической эффективности внедрения двух МКУ. И возьмем средние значение увеличения дебита скважин на 15 %.

18. Для расчета экономической эффективности были учтены затраты стоимость оборудования, техническое обслуживание, создание условий для работы и налоговые ставки.

19. Для расчета окупаемости и увеличения капитала вложений рассмотрен 10 лет период работы. Расчет выполнен по методическим рекомендациям ПАО Газпром.

20. На графики видим, что срок окупаемости за 10 летний период эксплуатации не превышает 8 летний период, и ЧДД превышает 38 млн.руб., а ВНД составляет 16 %.

21. Рекомендую применение мобильной компрессорной установки для:

Сокращение выпусков газа в атмосферу

Сокращение количества самозадавливающих скважин

Ввод в работу малодебитных скважин

Увеличение коэффициента газа отдачи.

Обеспечение продление периода рентабельности добычи газа на месторождении.

 

ЧДД- это суммадисконтированных значений потока платежей, приведённых к 10 году эксплуатации.

ВНД- это процентная ставка, при которой чистая приведённая стоимость (чистый дисконтированный доход) равна 0.

Уравнение притока газа к забою скважины: р²_пл – р²_з =аQ+bQ²

Суточный дебит газа рассчитывается по формуле: Q = 0,172 d_ш²(h/g_г) ^0,5 (293/Т_г) ^0,5, 

Уравнение материального баланса описывает взаимосвязь между изменением средневзвешенного по залежи давлением и суммарным отбором газа

 

 

К факторам, ограничивающим работу скважин относятся:

1) Геологические: степень устойчивости скелета породы в призабойной зоне пласта; наличие подошвенных вод, влекущих за собой образование конусов обводнения в определенных условиях; величина и характер внедрения контурных вод в пласты-коллекторы; наличие тектонических нарушений вблизи работающих скважин или в области воронки депрессии по залежи или по объекту эксплуатации,.

которые могут служить проводящими путями для проникновения минерализованных пластовых вод в дренируемые пласты-коллекторы.

2) Технологические: образование гидратов в призабойной зоне пласта;

- коррозия фонтанных труб;

- обеспечение оптимальных условий при обработке газа;

- необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;

- обеспечение минимума пластовых потерь давления в зависимости от

расположения скважин и регулирования дебитов по отдельным скважинам.

3)Технические: ограниченная пропускная способность фонтанных труб, газосборных сетей и промысловых сооружений по подготовке газа к транспорту. При этом скважины эксплуатируются при дебитах, ограниченных пропускной способностью системы;

- опасность смятия эксплуатационной колонны при создании малых противодавлений на пласт имеет место на месторождениях, где пласты - неустойчивые, слабосцементированные породы, а также тогда, когда при эксплуатации скважин выносится большое количество песка;

- опасность вибрации наземного оборудования, установленного на устье скважины, вследствие пульсации газового потока при изменении давления. При больших дебитах газа вибрация фонтанного оборудования может привести к усталости металла и разрушению арматуры. Для устранения вибрации следует изменить частоту ее собственных колебаний путем уменьшения высоты арматуры или увеличения ее массы. Снижение дебитов газа также прекращает вибрацию оборудования;

- неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования. В ряде случаев забой засоряется грязью, которая устраняется продувкой или промывкой забоя. Для улучшения условий выноса жидкости и твердых частиц с забоя необходимо увеличить глубину спуска фонтанных труб или повысить расход газа;

- некачественный цементаж колонн, что может привести к прорыву верхних или нижних вод. В этом случае необходимо провести работы по изоляции притока вод;

- негерметичность обсадной колонны, что может вызывать приток воды или утечку газа. В таких скважинах необходимо проводить ремонтные работы.

4) Экономические: сводятся к расчетам и выбору основных технико-экономических показателей рационального распределения потерь давления по системе пласт-скважина-газопровод в целом. Потери давления в скважине и во всей системе сбора газа должны быть такими, при которых приведенные затраты по месторождению будут наименьшими. Установление того или иного дебита газа часто определяется потребностью в нем. Обычно летний период характеризуется сокращением потребления, и, следовательно, дебит газа по отдельным скважинам в это время может быть уменьшен. Иногда часть скважин совершенно отключают.

Максимально допустимый дебит (МДД) скв. – максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скв., т.е. при котором еще не наступает разрушение ПЗП, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скв. и т.д.

Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скв., при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Q_раб <Q_МНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скв., нарушается оптимальный температурный режим ее работы