Залежь введена в разработку в январе 2003 года эксплуатационной скважиной №3. Интервал перфорации 2797 - 2704м, 2813 - 2820м, отн. отм.; 2759 - 2766 м, 2775 - 2782 м (абс. отм). Скважина № 3 расположена в юго-восточной части складки в 350 м от контура ГВК. Нижние отверстия фильтра находятся на абсолютной глубине 2766 и 2782 м, т.е. на расстоянии 10 и 11 м от начального положения контакта «газ - вода» (в XVI₁ пропластке и в XVI₂). Скважина работает стабильно в течение двух лет c месячными отборами 6,1 - 4,5 млн. м³ и с дебитами 198 - 145 тыс. м³/сут. (на 8-мм штуцере) и рабочим давлением 18,5 - 13,2 МПа. С самого начала разработки залежи в продукции скважины имеется вода. На 01.01.2005 г. отобрано 2,4 тыс. м³ пластовой воды.

За период эксплуатации (на 01.01.2005 г.) суммарный отбор газа составил 112 млн. м³, что соответствует темпу отбора 26,5 % от запасов, коэффициент эксплуатации изменялся от 0,992 до 0,995. Текущий коэффициент газоотдачи 0,26. Ресурсы конденсата 16,4 тыс. т, добыча конденсата - 15,2 тыс. т, средний конденсатный фактор - 161 г/м³.

Как попутный продукт, скважина добывает конденсат, потенциальное содержание которого в начальных условиях составляло 136,4 г/м³. Газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным; по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б Приложения Б представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Фактическое содержание конденсата в добываемом газе, определенное по промысловым замерам, значительно выше расчетного.

За период эксплуатации проведен всего один замер пластового давления глубинным манометром и два замера статического давления на устье, по которому рассчитано текущее пластовое давление (Таблица 12 А Приложения А).

По имеющимся данным изменения пластового давления построена зависимость Р/Z = f(Q_сум.). Уточнить запасы газа по падению пластового давления по построенной зависимости не представляется возможным, но с уверенностью можно сказать, что характер кривой свидетельствует о том, что залежь с самого начала разрабатывается при упруго-водонапорном режиме (Рисунок 3 Б Приложения Б).

XVI пласт: пропластки XVI₃+XVI₄ пласта I блока.

Суммарные запасы двум пропласткам составляют 192 млн. м³ сухого газа (126 млн. м³ - XVI₃, 66 млн. м³ - XVI₄). Начальное пластовое давление 27,9 МПа. Глубина залегания кровли залежей XVI₃ и XVI₄ соответственно 2798 м и 2816 м, абсолютная отметка начального ГВК принята на глубинах -2810 и -2831м. Большая часть площади насыщена газом на полную Толщина горизонта; средневзвешенная газонасыщенная Толщина в газовой части 5,9 и 2,3 м (соответственно XVI₃ и XVI₄). Начальная проницаемость, полученная по данным обработки результатов испытаний скважин № 11, вскрывающей одновременно оба пропластка, составила 0,082 мкм². Объект введен в разработку в ноябре 2001 года эксплуатационной скважиной № 11, которая расположена на западном крыле складки в 110 м от ГВК. Интервал перфорации 2845 - 2851м, 2857 - 2861м, (отн. отм.); 2804,5 - 2810,5м, 2816,5 - 2820,5м, (абс. отм).

Скважина вступила в эксплуатацию с начальным суточным дебитом газа 190 тыс. м³/сут, конденсата - 40 м³/сут. Начальный газоконденсатный фактор составил 4783 м³/м³, выход конденсата 161 г/м³. Вода в продукции скважины в объеме 92 м³ появилась уже во втором месяце эксплуатации. В процессе дальнейшей эксплуатации содержание воды в продукции скважины увеличивалось: в первый год колебалось в пределах 40 - 318 м³, во второй - 202 - 450 м³, в третий - 185 - 797 м³.

Максимальная добыча в объеме 55 млн. м³ газа и 9,35 тыс. т конденсата была достигнута на второй год разработки (в 2002 г.), что соответствовало темпу отбора 29 % от начальных запасов, а затем стала снижаться. Месячная добыча газа колебалась от 5,9 до 2 млн. м³. Коэффициент эксплуатации был высоким 0,911 - 0,988. С начала разработки (на 01.01.2005 г.) из залежи добыто 140 млн. м³ газа (73 % от начальных запасов) и 20,8 тыс. т конденсата.

Попутным продуктом при добыче газа является конденсат, потенциальное содержание которого в начальных условиях составляло 181 г/м³. Газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным; по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б (Приложение Б) представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Фактическое содержание конденсата в добываемом газе, определенное по промысловым замерам, в основном ниже расчетного. За период эксплуатации конденсатный фактор изменялся в пределах от 218 г/м³ до 39 г/м³.

Залежь эксплуатируется при упруговодонапорном режиме. Характер изменения зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа, представленный на рисунке 3 Б (Приложение Б), обусловлен внедрением в залежь значительного количества воды.

2.2 Выбор расчетных вариантов

Для расчетов технологических показателей разработки месторождения Астрахановское предлагается три основных вариантов, отличающихся темпами отборов и количеством добывающих скважин, количеством запасов категории С₂, принятых при расчетах по новым объектам разработки - 100 % и 50 %.

I вариант

По предложенному варианту залежи XVI₁₊₂ и XVI₃₊₄ пластов разрабатываются в сложившихся условиях по II варианту. Запасы категории С₁ и С₂ - 100 %

- Залежь XVI₃₊₄ пласта разрабатывается скв.№11

- Залежь XVI₁₊₂ пласта разрабатывается скв.№3, а по мере выработки запасов в залежи XVI₃₊₄ пласта и скв.№11, переведенной с XVI₃₊₄ пласта.

II вариант

Данный вариант предлагает разработку залежей IV и VII, XIII и XVI₁ пластов отдельными эксплуатационными объектами. Запасы категории С₁ и С₂ - 100 %

- Залежь VII пласта разрабатывается скв.№8, переведенной с XI пласта после выработки основных запасов в 2005 году.

- Залежь XVI₁ пласта во II блоке предлагается ввести в эксплуатацию проектной скважиной в 2006 году.

- Залежь XVI₃₊₄ пласта разрабатывается скв.№11

- Залежь XVI₁₊₂ пласта разрабатывается скв.№3, а по мере выработки запасов в залежи XVI₃₊₄ пласта и скв.№11, переведенной с XVI₃₊₄ пласта.

III вариант

По предложенному варианту залежи XVI₁₊₂ и XVI₃₊₄ пластов разрабатываются в сложившихся условиях по II варианту. Залежи IV и VII пластов - одним объектом скважиной №8 с 2005 года. Залежи XIII и XVI₁ пластов - одним объектом новой скважиной с 2006 года. Запасы категории С₁ и С₂ - 100 %

2.3 Технико-экономические показатели разработки вариантов

2.3.1 Исходные положения

Технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Астрахановское выполнена с учетом основных положений, изложенных в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике (№ ВК 477 от 21.06.1999 г.).

Технико-экономические расчеты выполнены: с учетом налогообложения в соответствии с изменениями и дополнениями принятой Части 2 нового Налогового кодекса РФ; в текущих ценах.

Технико-экономические показатели определены для трёх основных вариантов. Предусматривается бурение 1 добывающей скважины по третьему варианту. Варианты отличаются отборами газа и конденсата.

2.3.2 Капитальные вложения и эксплуатационные расходы

Для оценки принятых технологических решений по вариантам доразработки месторождения определены капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

Принятые условия для экономических расчетов:

А. Цена газа (природного, нефтяного) на внутренний рынок принимается по действующей цене для реализации потребителям (кроме населения):

- Сахалинской области - 714,5 руб./1 тыс. м³ (без НДС);

- Все расчёты были проведены без учёта газа конденсата

- Условия реализации газа потребителям: Сахалинская область 100%.

- Ставки дисконтирования - 10% и 15%.

- Удельные нормативы текущих затрат приняты на уровне фических данных.

Таблица 1

Балансовая и остаточная стоимость основных фондов по месторождению, тыс. руб

	Балансовая стоимость на 01.01. 05г.	Остаточная стоимость на 01.01.05г.
Всего основные фонды	84 952	62 031
В т.ч. нефтяные скважины	32 341	26 535

Таблица 2

Налоги и их ставки

Наименование	Объект налогообложения	Ставки налогов
НДС	Обороты по реализации, авансы, СМР хозспособом	18%
ЕСН	Фонд оплаты труда	26%
Страховые взносы от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний	Фонд оплаты труда	0,50%
Налог на имущество	Остаточная стоимость основных фондов	2,2%
Налог на землю		Факт 2004 г. - с ежегод-ным увеличением ставки налога на коэффициент 1,1
Налог на прибыль	Валовая прибыль	24%

Для оценки принятых технических решений по вариантам разработки месторождения определены капитальные вложения и эксплутационные расходы.

В расчетах капитальных вложений с 1 по 3 вариант учтены затраты на бурение и обустройство новой скважины, строительство газопровода протяженностью 8,9 км, метанолопровода и топливного газопровода, 3 путевых подогревателей, затраты на перевод скважин на другие пласты. Стоимость бурения одной составит 27.6 млн. руб. Затраты по капиталным вложениям составляют: I вариант - 3,18 млн. руб.; II вариант - 3,18 млн. руб.; III вариант - 29,95 млн. руб.

При определении величины капитальных вложений использованы проектно-сметные расчеты по стоимости скважин и их обустройстве.

Эксплуатационные расходы (ежегодные текущие затраты, амортизация и налоги, относимые на себестоимость), определены в соответствии с удельными текущими затратами, без учета налога на добавленную стоимость. Удельные текущие затраты включают условно-переменные затраты, приходящиеся: на 1 тыс. м³ газа и условно-постоянные затраты, приходящиеся на обслуживание 1 газовой скважины. Расчет эксплуатационных затрат представлен в таблицах.

Кроме текущих затрат, в состав эксплуатационных расходов входят:

- амортизационные отчисления;

- налоги, относимые на себестоимость продукции:

налог на добычу полезных ископаемых;

единый социальный налог;

страховые взносы от несчастных случаев на производстве и
профзаболеваний;

земельный налог.

При определении показателей эффективности из прибыли вычитались: налог на имущество в размере 2,2 % от среднегодовой стоимости производственных фондов за вычетом износа и налог на прибыль - 24 % от налогооблагаемой базы.

Амортизация основных фондов рассчитана, исходя из действующих норм на их полное восстановление.

2.3.3 Оценка экономической эффективности

К основным экономическим показателям, отражающим эффективность проекта, приняты:

чистый дисконтированный доход (ЧДД или NPV);

внутренняя норма доходности или рентабельности (ВНД или IRR);

срок окупаемости капитальных вложений;

максимальная отрицательная величина накопленного потока наличности.

Сравнения вариантов разработки производились по основному показателю эффективности - накопленному дисконтированному потоку наличности (NPV), определяющему выбор рекомендуемого варианта.

Расчет показателей экономической эффективности (Таблицы 13 А - 15 А Приложения А) освоения месторождения выполнялся по 3 вариантам разработки. Основные показатели экономической эффективности рассматриваемых вариантов сведены в таблицу.

Технико-экономические расчеты свидетельствуют об относительно высокой эффективности вариантов разработки.

Доход Инвестора по 1-3 вариантам 77,64 - 99,2 млн. руб. По вариантам без бурения дополнительной новой скважины доход инвестора составит 99,21 и 97,91 млн. руб. соответственно. Индекс рентабельности по вариантам > 1.

По всем вариантам окупаемость капитальных вложений - 1 год.

Наибольший чистый доход 99,21 млн. руб. получен по I варианту.

При сравнении трех вариантов по полученным данным можно сделать вывод, что самым экономически эффективным является вариант I (Рисунок 4 Б Приложения Б).

Таблица 3

Сравнение экономической эффективности разработки Астрахановское месторождения

Показатели	варианты
	1	2	3
Проектный уровень добычи природного газа, тыс. м3/год	166,70	146,30	184,40
Рентабельный срок разработки, годы	20	20	20
Добыча природного газа за рентабельный срок разработки, тыс. м3	810,0	797,9	818,2
Действующий фонд скважин, ед.	3	3	3
Ввод скважин, ед.			1
Инвестиции, млн. руб.	3,2	3,2	30,0
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	445,6	438,6	466,6
Дисконтированный поток наличности (NPV), млн. руб.
при коэффициенте дисконтирования 10%	79,3	76,6	60,3
Срок окупаемости, годы	1 год	1 год	1 год
Доход государства (налоги и платежи), млн. руб.	152,4	149,8	149,7
Доход инвестора, млн. руб.	99,2	97,9	76,6
Себестоимость 1 тыс м3 природного газа, руб./тыс. м3	548,8	548,5	548,5

Таблица 4

Исходные данные по вариантам

	Дисконтированный доход, млн. руб. (коэфф. 10%)	Доход инвестора, млн. руб.	Доход государства, млн. руб.
Вариант 1	79,3	99,2	152,4
Вариант 2	76,6	97,9	149,8
Вариант 3	60,3	74,7	149,7

3. Технология и техника добычи газа и конденсата

3.1 Выбор конструкции скважины

По ожидаемым градиентам давлений: пластового, гидроразрыва пород и столба бурового раствора - зон с несовместимыми условиями бурения не ожидается. Выбор конструкции скважины производим исходя из ожидаемых геолого-техническиих условий бурения скважин на месторождении и опыта строительства скважин на проектируемой площади и на аналогичной по геолого-техническим условиям площади Узловая.

Направление диаметром 473,1 мм длиной 11 м заглубляется в грунт на глубину 5 м и забутовывается до устья.

Кондуктор диаметром 339,7 мм спускается на глубину 100 м и цементируется до устья, цель спуска: перекрытие верхних неустойчивых пород приустьевой части. На кондукторе монтируется противовыбросовое оборудование, ввиду возможности образования вторичных газовых залежей. Бурение проектируется трехшарошечным долотом диаметром 444,5 мм. Применение кондуктора диаметром 339,7 мм вместо используемых при разработке месторождения обсадных труб диаметром 323,9 мм продиктовано возможностью использования долот большего диаметра при бурении под промежуточную колонну. Это позволит значительно снизить эквивалентный удельный вес циркулирующего бурового раствора.

Промежуточная колонна диаметром 224,5 мм проектируется до глубины 1200 м и цементируется до устья, в нижней части до глубины 1000 м - цементный раствор нормальной плотности, выше - облегченный цементный. Бурение долотами типа PDC диаметром 311,2 мм. Глубина спуска определяется из условия предотвращения гидроразрыва при возможных проявлениях с полным замещением скважины пластовым флюидом и герметизации устья. Тип резьбового соединения - ОТТМА, VAM TOP или NSB.

Эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм спускается до проектной глубины 2850 м и цементируется с высотой подъема цемента до глубины 1000 м, на 200 м выше башмака предыдущей колонны. В нижней части до глубины 2065 м (на 150 м выше кровли верхнего газоносного IVI пласта) цементный раствор нормальной плотности, выше - облегченный цементный. Бурение долотами типа PDC диаметром 215,9 мм.

Спуск обсадных колонн одной секцией, способ цементирования - прямой в одну ступень.

3.2 Анализ состояния и эффективности применяемой технологии и техники добычи, промысловой подготовки газа и конденсата

Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Северного Сахалина.

Газоснабжение Хабаровского края осуществляется высоконапорным природным газом с давлением 4,0_5,5 МПа по магистральным газопроводам “Даги _ Оха” и “Оха _ Комсомольск”. Источником высоконапорного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина.

Газоснабжение Северного Сахалина осуществляется низконапорным газом давлением до 1,6 МПа по магистральным газопроводам “Кыдыланьи - Тунгор _ Оха”, “Даги - Ноглики _ Катангли” и межрайонному низконапорному газопроводу.

Низконапорный газ поставляется с газовых и газоконденсатных месторождений с истощенной пластовой энергией. Дефицит в потреблении низконапорного газа компенсируется высоконапорным газом из газопровода “Даги _ Оха”.

С момента ввода в эксплуатацию газопровода “Оха_Комсомольск” в разработку были введены газовые и газоконденсатные месторождения им. Р.С. Мирзоева, Монги, Усть_Эвай, Шхунное, Волчинка, Малое Сабо, Крапивненское, Узловое, Астрахановское.

Проектом предусматривалось обустройство и ввод в эксплуатацию скв. №№ 11, 8, 12. В 2001 году разработка месторождения началась скважинами 8, 11. В 2003 году силами НГДУ «Оханефтегаз» в экслуатацию была введена скв. №3.

Дебиты добывающих скважин изменяются в диапазоне от 86 до 152 тыс. м³/сут. по газу и от 16 до 23 м³/сут. по конденсату при рабочем давлении от 11,85 до 15,13 МПа. Скважины №№ 8 и 11 относятся к категории малодебитных. Распределение действующих скважин по производительности приведено в таблице 5. Средний дебит скважин в 2004 году по месторождению составил по газу - 119,1 тыс. м³/сут, по конденсату - 19,8 м³/сут, на 01.05.2005 года 106 тыс. м³/сут. и 23,75 м³/сут. соответственно.

Таблица 5

Распределение скважин по производительности

Интервал дебитов, тыс. м3/сут.	Количество скважин	№№ скважин	Давление на устье, МПа
от 50 до 100 от 100 до 150 от 150 до 200	1 1 1	11 8 3	11,85 12,24 15,13

Технико-технологическая характеристика скважин приведена в таблице 16 А (Приложение А). Все скважины оборудованы эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм. Во всех эксплуатационных скважинах в качестве подъемного лифта используются насосно-компрессорные трубы Ду 73 мм спущенные до верхних интервалов перфорации и эксплуатация осуществляется только по ним.

Коэффициент эксплуатации скважин находится в динамики и за весь период эксплуатации изменяется в пределах 0,960 - 1 для скв.№3, 0,804 - 1 - скв.№8 и 0,820 - 1 - скв. № 11. В целом по месторождению коэффициент изменялся от 0,907 до 1. По результатам анализа можно выделить ряд факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, а, следовательно, и приводящих к снижению коэффициента их эксплуатации:

- возможность гидратообразования,

- водопескопроявления,

- наружная коррозия наземного оборудования.

Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения, поскольку проводимые на месторождении мероприятия (закачка метанола, использование путевых подогревателей) обеспечивают безгидратные условия эксплуатации, тем не менее, полностью их не исключают.

Второй фактор находит более значимое отражение в процессе эксплуатации, так как приводят к аварийным остановкам и планово-предупредительным работам на скважинах. Также техническим персоналом было отмечено низкое качество эксплуатируемого устьевого оборудования. Ремонты подземного оборудования скважин не производились.

Скопление жидкости на забое вызывало необходимость проведения периодической эксплуатации скважин, что практикуется с 2004 года.

Состояние межколонного пространства удовлетворительное.

Анализ геолого-промысловой информации показывает, что существующий фонд скважин пригоден для дальнейшей эксплуатации.

Суммарная добыча газа с месторождения Астрахановское в 2005 году составит 120 млн. м³/год.

С целью увеличения добычи газа на месторождении Астрахановское предусматривается бурение дополнительной газоконденсатной скважины с добычей газа 25 - 49 млн. м³/год, ее обустройство и ввод в эксплуатацию при давлении на устье скважины 21,1 - 12,7 МПа в первые годы эксплуатации. Данное мероприятие позволит увеличить поставки газа в Хабаровский край и на Северный Сахалин.

Обзорная схема сбора и транспорта газа и конденсата представлена на рисунке 5 Б (Приложение Б).

3.3 Обоснование конструкции фонтанных подьёмников и устьевого оборудования скважин

Выбор оборудования скважин является необходимым условием рациональной эксплуатации месторождения и должен обеспечивать достижения максимально возможных технико-экономических показателей. Обоснование конструкций фонтанных подъемников и устьевого оборудования обусловлено характерными особенностями разработки месторождения. В основу выбора должны быть заложены: диаметр эксплуатационной колонны, глубина залегания продуктивных горизонтов, обеспечение заданных рабочих дебитов, минимальные потери давления в стволе скважины, вынос с забоя на поверхность механических примесей и жидкости потоком газа, а также возможность проведения ремонтных и исследовательских работ.

Итак, как показывает опыт эксплуатации данного месторождения добываемый скважинами газ, несет с собой жидкие и твердые примеси и для предупреждения осложнений в процессе дальнейшей разработки необходимо провести обоснование используемой техники и технологии добычи газа. Для этого фонд эксплуатационных скважин, параметры разработки, уровни добычи газа и газового конденсата приняты на основе фактических показателей эксплуатации скважин и предлагаемых вариантов разработки. Результаты газодинамических расчетов приведены в таблице 17 А (Приложение А).

Анализируя результаты проведенных расчетов можно сделать вывод, что существующая конструкция подъемного лифта на данном месторождении не обеспечивает минимально необходимую скорость подъема газа для выноса жидких и механических примесей с забоя. Тем самым, для исключения накопления примесей на забое и в стволе скважины, в дальнейшем необходимо произвести замену одноступенчатой колонны НКТ на двухступенчатую с уменьшением диаметра нижней части колонны.

Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо акцентировать внимание на глубине спуска подъемных труб относительно интервала перфорации. В таблице 16 А (Приложение А) приведены данные, показывающие на какую глубину спущены фонтанные трубы в скважинах относительно вскрытия пласта. Данные показывают, что башмак колонны фонтанных труб расположен выше интервала перфорации на 7 - 15 м. Такое положение нельзя считать нормальным, так как опыт работы многих газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что установка НКТ выше верхних отверстий перфорации способствует накоплению в нижней части пласта жидкости, которая не подхватывается потоком газа, а скапливается в призабойной зоне, что снижает добывные возможности скважины.

Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80.

Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Схема обустройства устья скважин представлена на рисунке 4 Б (Приложение Б).

Устья скважин оборудовано стандартной фонтанной арматурой типа АФК 3-65х35 по ГОСТ 13846-89 “ Арматура фонтанная и нагнетательная”. Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.

Обвязка скважины предусматривает возможность аварийного отключения скважины при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или потери шлейфом пропускной способности при закупорке гидратами, что исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважин перед ремонтом в 100 м от устья на шлейфах установлен специальный крановый узел с задвижкой для подключения задавочного агрегата, а также арматура для подсоединения путевого подогревателя и путевой подогреватель.

Скважины оборудованы продувочной линией и свечой. На устье продувочная линия имеет две задвижки - рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащен фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины. Согласно сложившейся практике обустройства газовых скважин на месторождениях Сахалина продувочная свеча выполнена горизонтальной и выводится в амбар.

3.4 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин

Анализ промысловых данных показывает наличие на месторождении осложняющих факторов, основными из которых, как говорилось выше, являются:

- гидратообразование,

- водопескопроявление.

Основной причиной осложнений при эксплуатации газовых скважин является обводнение. Накапливающаяся в подъемных трубах жидкость способствует увеличению потерь по лифту, самопроизвольному уменьшению дебита скважины, пульсации при ее работе, что может привести к полному прекращению её работы.

Вынос жидкости на поверхность возможно осуществлять:

- продувками скважин,

- увеличением скорости потока газа за счет повышения дебита или уменьшения диаметра лифтовых труб,

- снижением плотности удаляемой с забоя жидкости (создание пены путём ввода различных ПАВ),

- проведением изоляционных работ.

На рассматриваемом месторождении наиболее приемлемыми способами удаления жидкости из скважины являются первые три. Периодическая продувка скважин является наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости, однако этот путь менее предпочтителен, так как ведет к определенным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна, а также к значительному, хотя и кратковременному, увеличению депрессии на пласт, что может явиться следствием более интенсивного притока пластовой воды к забою за счет увеличения конуса обводнения. Замена подъемного лифта и проведение изоляционных работ ведет за собой высокие капитальные вложения, поэтому более рациональным представляется использование для этих целей ПАВ различных модификаций.

Исходя из геологических свойств коллекторов разрушения призабойной зоны пласта, обвалы, образование песчаных пробок маловероятны, но не исключены. Максимально допустимая депрессия выбирается с учетом предотвращения разрушения коллектора. По результатам исследования скважин №№ 3, 8, 11 депрессия составляет от 2 до 4 МПа. Работу скважин необходимо вести на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин. Для таких скважин важен контроль за продвижением контура водогазоносности, пластовым давлением и гидродинамической связью между пластами.

Газ месторождения Астрахановское метанового типа. Абсолютный удельный вес газа 0,784 кг/м³, относительный вес по воздуху 0,637 кг/м³. Интегральный дроссель-эффект газа, определен графически и составляет 1,4^оС/МПа. Значения устьевых температур, 25-38^оС, выше равновесной температуры гидратообразования, поэтому возможность гидратообразования имеет ограниченные масштабы распространения. Для предотвращения образования гидратов в стволах, шлейфах скважин и на узлах редуцирования предусматривается дозированная подача метанола с помощью поршневых насосов. Метанол подается на устья скважин и перед узлами редуцирования после сепараторов I ступени.

Возможны осложнения (образование гидратов в промысловых шлейфах) при транспорте газа до узла подготовки газа. Узел подготовки газа расположен на месторождении Узловое на расстоянии до 8 км от месторождения Астрахановское. Снижение температуры газа приводит к выпадению конденсата и воды. Во избежание образования гидратов, в профилактических целях, применяется тепловой метод с установкой на каждом шлейфе путевого подогревателя, а также подача метанола.

Содержание углекислого газа в природном газе, добываемом на месторождении Астрахановское колеблется от 0,6 до 0,7 % (таблица 6).

Таблица 6

Содержание углекислого газа в природном газе, добываемом на месторождении Астрахановское

Пласт	СО2, % об.	Рпл, МПа	Рi, МПа
IV	0,7	21	0,147
VII	0,7	23,4	0,164
ХV-ХVI1	0,7	27,3	0,191
ХV-ХVI2	0,7	27,6	0,193
ХV-ХVI3,4	0,6	27,9	0,167

Из приведенной таблицы можно сделать вывод о низкой коррозионной активности углекислого газа в добываемой продукции и, следовательно, специальных мероприятий по предотвращению коррозии проводить не требуется.

Подземные воды месторождения относятся к слабощелочным (рH = 7,2 - 8,0). Плотность их увеличивается с глубиной (1,001 - 1,010 г/см³), вязкость составляет 0,32 · 10^-9 МПа. Гидрохимический разрез месторождения характеризуется ростом минерализации подземных вод с глубиной, изменяясь от слабосолоноватых (1,5 - 3,0 г/л) до соленых (10 - 14 г/л). Имеют инфильтрационное происхождение и относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. По ионному составу изменяются от гидрокарбонатно- натриевых до хлоридно-натриевых. В составе воды наблюдается низкое содержание сульфатов (до 100 мг/л) и микроэлементов (до 50 мг/л). Вода полностью газонасыщена. Наличие углекислого газа может спровоцировать нарушение карбонатного равновесия, выпадение солей и образование твердых гипсовых отложений, что осложнит поступление газа к забою скважины.

Также следует учесть наличие следов наружной коррозии транспортных газопроводов 114 Ч 9 на протяжении первых 4 км от устья, что составляет около 50 % их протяженности.

Согласно представленной информации и результатов обработки данных исследований эксплуатационных скважин в период опытно-промышленной эксплуатации, для дальнейшей эксплуатации скважин рекомендованы мероприятия по предупреждению осложнений (Таблица 7).

Таблица 7

Мероприятия по осложнению предупреждений осложений

№№ п/п	Наименование мероприятий	Периодичность
1	Определение и предупреждение коррозионного разрушения оборудования: -исследование образцов-свидетелей на скважинах эксплуатационных горизонтов -ревизия штуцеров, задвижек, устьевой арматуры -ревизия НКТ	1 раз в полгода 1 раз в месяц при подземном ремонте
2	Контроль за содержанием воды в продукции скважин	1 раз в месяц по каждой скважине
3	Определение и предупреждение солеобразования в НКТ:- ревизия НКТ, штуцеров, задвижек	при каждом подземном ремонте, но не реже 1 раза в год

3.5 Общее понятие о технологическом режиме и основные факторы, обуславливающие его

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Одной из основных задач проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение всего периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и конденсата при минимальных затратах.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин (ТРЭС) понимается режим работы скважин, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважинам.

Технологический режим работы газовых скважин - это заранее запрограммированные определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями.

Для каждой эксплуатационной скважины по данным исследования и эксплуатации устанавливают основные показатели ее работы на квартал, полугодие или более продолжительный срок в зависимости от характеристики пласта и потребностей в газе. ТРЭС учитывает сезонную неравномерность в потреблении газа. Технологический режим в основном характеризуется рабочим дебитом скважины, давлением и температурой на устье при этом дебите.

В паспорте и деле, которые составляют для каждой скважины, отражается весь период жизни скважины, начиная с бурения, опробования, эксплуатации и кончая ее ликвидацией.

При эксплуатации в паспорте записывают технологический режим работы скважины по месяцам, результаты ее исследований, капитальные и текущие ремонты и другие работы.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и опытной эксплуатации месторождения. Соответствующая информация, используемая при выборе технологического режима, накапливается при изучении геологического строения месторождения, проведении газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. Объем информации, необходимый для установления технологического режима, достаточно широк. Поэтому правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества этой информации.

К числу основных факторов, на основании которых выбирается тот или иной технологический режим относятся:

- форма, размер и тип залежи;

- режим залежи, а при наличии многопластовости - режимы залежей отдельных пластов;

- число эксплуатациопных объектов, последовательность их залегания и неоднородность по разрезу и по площади;

- запасы газа и конденсата, а при наличии нефтяной оторочки и запасы нефти;

- наличие или отсутствие и степень гидродинамической связи между пластами и характеристика перемычек между ними;

- глубина залегания и характерные свойства окружающей ствол скважины среды, наличие зоны многолетней мерзлоты;

- геофизические и метеорологические условия расположения залежи и скважин;

- вскрытие газоносных пластов в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень проникновения в пласт бурового раствора в процессе бурения;

- степень и характер вскрытия пласта скважинами, обусловленные различными факторами;

- близость и активность подошвенной и контурной вод по отдельным пластам;

- коллекторские свойства продуктивного горизонта: проницаемость, пористость, гидропроводность, пьезопроводность, петро-физические свойства, состав коллектора, степень сцементированности, устойчивость к разрушению, водогазонасыщенность и др.;

- давление и температура газа и пластовой водонапорной системы;

- состав пластового газа и воды, наличие в газе тяжелых углеводородов, агрессивных компонентов, степень минерализации пластовой воды и влагосодержание газа;

- физико-химические свойства газа, воды и конденсата и их ожидаемое изменение во времени;

- конструкция скважины, обвязка устья и предполагаемого оборудования забоя;

- схема сбора газа на промысле, методы осушки, очистки и система внутрипромысловой транспортировки газа;

- условия потребителя газа по темпу и неравномерности отбора, необходимому давлению в начало газопровода, по теплофизическим требованиям на газ и др.;

- технические данные применяемого оборудования скважины, обвязки и системы сбора газа и др.

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин устанавливается и поддерживается в соответствии со сроками, указанными в проекте разработки для каждой скважины на месторождении, исходя из геологических и технологических условий.

Выбранный технологический режим, кроме использованных исходных данных, базируется и на результатах лабораторных, промыслово-геофизических и газогидродинамических исследований скважин. Изменчивость некоторых параметров в процессе разработки предопределяют возможность изменения технологического режима отдельных скважин или всего эксплуатационного фонда в целом. В реальных условиях в пределах одного месторождения возможны различные технологические режимы работы отдельных скважин. Технологические режимы постоянно контролируются и переутверждаются производственным обьединением. Существенные изменения технологических режимов работы, вызванные разными причинами, не предусмотренными проектом разработки, требуют пересмотра некоторых положений проекта разработки и назначения новых режимов с учетом этих причин. Такой порядок в значительной степени исключает погрешности, связанные с неточностью и ограниченностью накопленной информации, и повышает надежность основных показателей, рекомендуемых в проекте разработки, и характера их изменения во времени.

3.6 Виды технологических режимов работы газовых скважин

3.6.1 Режим постоянного градиента давления на стенке забоя

Такой режим характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого.

Градиент давления на забое газовой скважины:

(1)

Значение градиента давления определяем, исходя из результатов исследований скважин и данных опытной эксплуатации для принятого начального дебита газа Q, при котором еще не наблюдается осложнений во время эксплуатации.

Коэффициенты А₀ и В₀ в уравнении (1) находят по коэффициентам а и b, полученным при исследовании скважин.

Для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия:

(2)

(3)

Технологический режим постоянного градиента давления на забое обычно устанавливают, если коллекторы не крепкие. При этом выбирают дебиты газа, при которых еще не происходит разрушения призабойной зоны пласта. В таком случае получают максимальный суммарный отбор газа при минимальном числе скважин. Это обстоятельство имеет важное значение, так как основные затраты на добычу газа приходятся на бурение скважин.

Отбор газа из скважин, сложенных крепкими породами, для которых известны предел их разрушения, также можно производить на режиме постоянного градиента давления.

3.6.2 Режим постоянной депрессии

Этот режим применяется при тех же условиях, что и режим постоянного градиента. В этом случае Р = Р_пл - Р_з = const.

Результаты, получаемые при эксплуатации скважин на режиме постоянной депрессии, режиме постоянного градиента давления, примерно одинаковые. Поэтому условия выбора этих режимов также одинаковы.

Если известна зависимость Q_г от t, методика расчета состоит в следующем.

По известному Q_г от t строим график Q_д от t, задаемся различными значениями t и по графику Q_д от t определяем О_д для данного t. Дебит, соответствующий данному значению времени t, определяем по формуле:

(4)

Рассчитываем изменение Рпл во времени

(5)

Изменение Р_З, определяем по формуле:

Р_З = Рпл - Р (6)

3.6.3 Режим постоянного забойного давления

Этот режим применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение давления ниже некоторой заданной величины (например, при выпадении конденсата или по другим причинам).

Если известна зависимость Q_г = Q_г(t), методика расчета состоит в следующем. По известной зависимости Q_г от t строим график О_д от t. Задаемся рядом значений t и определяем Q по формуле:

(7)

Пластовое давление:

(8)

Если Q_г = const, имеем Q_д = Q_г t.

Эксплуатация газовых скважин на режиме при P_З=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, вследствие чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.

3.6.4 Режим постоянного дебита скважин

Режим постоянного дебита (Q = const) применяют чаще других, так как он удобен с точки зрения условии осуществления на практике и применим как временный для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления на забое скважины не достигнет опасной величины.

Если известна зависимость Q_г от t, методика расчета состоит в следующем. По этой зависимости строим график Q_д от t и, задаваясь временем t, определяем О_д для данного t.

Текущее пластовое давление:

(9)

Забойное давление:

(10)

Если Q_г = const, методика расчета упрощается, так как соответственно для данного режима О_д = Q_гt и n=const.

Технологический режим, при котором Q = const, устанавливают обычно в начальный период пробной или опытной эксплуатации для крепких пород. Дебит выбирают с таким расчетом, чтобы не наблюдалось еще опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. Если возможны осложнения во время эксплуатации скважины, то при достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо установить, для скважины новый технологический режим при котором не произойдет осложнений.

3.7 Расчет лифта газовых скважин. Выработка рекомендаций

Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.

Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит, в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.

Используем закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

(11)

При заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна:

(12)

где Q₀ - дебит скважины при стандартных условиях (давление P₀ = 0,1 МПа, температура T₀ = 273 К), м³ /сут.;

P_З, T_З - давление и температура газа на забое, Па, К;

zo, zз - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T₀, P₀ и Т, Р;

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м²

d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

(13)

Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v_кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:

(14)

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле:

(15)

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб:

(16)

При определении диаметра фонтанных труб, из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А.Адамова.

(17)

где P₂ - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

s - показатель степени, равный s = 0,03415 с_г L / ( Т_срz_ср);

с_г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т_ср - средняя температура газа в скважине, К;

Qo - дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м³ /сут.;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

z_ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т_ср и среднем давлением Р_ср = (Pз + P₂ ) / 2.

Так как P_З неизвестно, то z_ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующие ему забойное давление P_З известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P₂ диаметр фонтанных труб определяем из формулы в виде:

(18)

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

Расчет лифта сводится в определении диаметра насосно-компрессорных труб (Таблица 18 А Приложения А). Исходные данные: дебит скважины при стандартных условиях Q_o = 38,4 тыс. м³ /сут.= 0,444 м³ /с (давление Р_о = 0,1 МПа, температура Т_о = 293 К); забойное давление Р_з = 10,1 МПа; глубина скважины Н = 1320 м; коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях z_о = 1; критическая скорость выноса твердых и жидких частиц на поверхность х_кр = 5 м /с.

1) Температура скважины Т определим по формуле:

Т = Н ? Г, (19)

где Н - глубина скважины, м

Г - геотермический градиент.

2) Коэффициент сжимаемости газа z_з определим по кривой Брауна (Рисунок 6 Б Приложения Б). Для этого найдем приведенные давление Р_пр и температуру Т_пр:

, (20)

где Р_пл - пластовое давление, МПа

Р_кр - критическое давление, МПа

(21)

Для метана Р_кр = 4,48 МПа

(22)

где Т_кр - критическая температура, К

Для метана Т_кр = - 82,5? С = 190,5 К

Коэффициент сжимаемости газа на забое z_з = 0,86 определяем по рисунку 6 Б (Приложение Б).

1) Диаметр насосно-компрессорных труб определим (по формуле 14)

Расчет лифта скважин месторождения Астрахановское представлены в таблице 19 А (Приложение А).

3.7.1 Борьба с гидратообразованием. Расчет количества ингибитора гидратообразования, исходя из фактических параметров скважин

При эксплуатации газовых скважин осложняющим фактором является образование гидратов от пласта до потребителя. С целью предотвращения отложений гидратов в поток подаётся ингибитор, в качестве которого используется метанол. Для подачи метанола трубное и пространство на устье скважин устанавливаются метанольницы объёмом 0,05 м³. Подача метанола в скважину осуществляется путём барботажа за счёт превышения гидростатического уровня над точкой ввода.

При рассмотрении образования гидратов установлено, что при относительной плотности газа 0,58, температурах и давлениях, полученных при гидродинамических исследованиях от пласта до УПГ, будет происходить гидратообразование.

Для предотвращения гидратообразования на газовых месторождениях применяется метанол. Подача метанола производится как на устье скважины (при условии устьевой температуры газа выше равновесной температуры гидратообразования), так и в ствол скважины (при температурах газа способствующих гидратообразованию в стволе скважины). Метанол подается в шлейфы методом передавливания из метанольниц, устанавливаемых вблизи устьев скважин.

Расчет расхода метанола в шлейфах скважин производится при известных параметрах:

...