Управление проектами газовых ресурсов Республики Узбекистан

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Управление проектами газовых ресурсов Республики Узбекистан

Ш.Ш.Хушвактов

Топливно-энергетические ресурсы Республики Узбекистан без преувеличения можно назвать уникальными. Данное государство может стать нефтегазоносным центром Центрально-Азиатского региона. По прогнозам аналитических центров ведущих нефтяных компаний мира, нефтегазовые запасы Узбекистана значительно превышают аналогичные ресурсы всех других республик Центральной Азии.

Ключевые слова: газ; управление; месторождение; добыча; проекты.

PROJECT MANAGEMENT OF GAS RESOURCES IN UZBEKISTAN

Fuel and energy resources of Uzbekistan can be called unique at a conservative estimate. Uzbekistan can become an oil and gas bearing center of the Central Asian region. According to the forecasts of the analytical centers of the leading oil companies in the world, the oil and gas reserves of Uzbekistan significantly exceed the similar resources of all other republics of Central Asia.

Keywords: gas, management, deposit, mining, projects.

Республика Узбекистан является единственной страной СНГ, где добыча газа за годы реформ росла, составив в 2001 г. 58 млрд м3. Это самый высокий показатель газодобычи среди государств Центральной Азии. Таким образом, Узбекистан входит в первую десятку газодобывающих стран мира. По запасам свободного природного газа он занимает 13-е место в мире, опережая на начало 1998 г. такие страны-экспортеры газа, как Канада, Нидерланды и Норвегия [1].

В Узбекистане 98% всего добываемого газа извлекается из 12 крупных месторождений. Выработанность запасов варьируется в очень широких пределах - от 1,8 % на месторождении Бешкент до 87,8% на месторождении Камаши.

Данные месторождения расположены в Нишанском районе Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

Месторождения Бешкенти Камаши были введены СП ООО «GISSARNEFTEGAZ» в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) в 2008 г. Добываемый из месторождений газ для его первичной подготовки подается на установку сепарации газа, расположенную на территории месторождения Шуртан (42,6 км), далее газ для дальнейшей подготовки направляют на головные сооружения данного месторождения (17 км).

Цель исследования - нахождение технологических решений по разработке газоконденсатных залежей месторождений Бешкент и Камаши с учетом пересчитанных запасов газа и конденсата, а также на основе обработки результатов газодинамических и газоконденсатных исследований, рассмотрения разработки при различных вариантах годовых отборов: месторождение Бешкент - 400, 500, 600 млнм3, месторождение Камаши - 100, 150, 200 млнм3 газа - с выбором из них наиболее эффективного [2].

В период постоянной добычи по заданному уровню годового отбора выявляется среднее пластовое давление на конец каждого года. Далее определяется дебит «средней» скважины, количество скважин, давление на забое и устье скважины. При этом, поскольку в составе пластового газа месторождений Бешкент и Камаши содержание сероводорода составляет 0,035 и 0,07(молярная доля, %), углекислого газа - 3,33 и 3,36 соответственно, в расчетах дебитов принято технологическое ограничение по максимально допустимой скорости потока газа на устье скважины, которая не должна превышать 10 м/с.

В период разведки и истекшей ОПЭ на месторождениях Бешкент и Камаши было выполнено 26 газодинамических исследований (ГДИ) скважин (из них 15 в период разработки). В результате обобщения и обработки этих ГДИ были получены значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений «средней» скважины для всей продуктивной толщи месторождений Бешкент и Камаши (табл.1).

Таблица 1

Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений скважин месторождений Бешкент и Камаши

Поскольку на месторождениях Бешкент и Камаши специальные коррозионные исследования по определению оптимальной скорости восходящего потока газа, минимизирующей скорость коррозии скважинного оборудования, не проводились, то в настоящей статье она принимается по аналогии с работой [1] - скорость потока газа в лифтовых трубах диаметром 89 мм в пределах (забой - устье) 5-10 м/с.

Для прогнозных расчетов промышленной разработки рассматриваемых месторождений принимаются следующие коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

- месторождение Бешкент: аср= 21,306; bср = 0,0874;

- месторождение Камаши:аср= 23,16; bср = 0,0729.

Из технико-экономических показателей вышеперечисленных вариантов разработки, представленных в табл. 2, по денежному потоку наличности за весь период реализации проекта выявляется преимущество варианта 1.

Таким образом, по результатам экономической оценки, дальнейшую разработку месторождений Бешкент и Камаши рекомендуется осуществлять по вышеуказанному варианту.

В варианте 2 прогнозируемая максимальная годовая добыча газа по месторождению Бешкент составляет 500 млнм3, по месторождению Камаши - 150 млнм3при максимальном количестве действующих газодобывающих скважин [3].

В варианте 3 прогнозируемая максимальная годовая добыча газа по месторождению Бешкент - 600 млнм3, по месторождению Камаши - 200 млнм3. газовый залежи месторождение

Согласно исследованиям У. Абдазимова и др., нефтяные залежи месторождений Бешкент и Камаши гидродинамически изолированы от газоконденсатных залежей XVa и XV горизонтов.

Исходя из выполненной оценки дренируемых запасов газа [4] по месторождению Бешкент, можно заключить, что дренируемые запасы оказались на 34,6 % меньше утвержденных Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Кабинете Министров Республики Узбекистан (2007 г.) и на 58,3 % меньше утвержденных Центральной комиссией по запасам полезных ископаемых при Госкомгеологии Республики Узбекистан (2009 г.).

Итак, по результатам экономической оценки, дальнейшую разработку месторождений Бешкент и Камаши рекомендуется осуществлять по варианту 1 [4].

При оценке целесообразности инвестирования средств в газовую отрасль Республики Узбекистан для потенциальных инвесторов очень важна информация о направлениях использования добываемого газа, о том, какой объем природного газа государство способно поставлять на внешний рынок. Около 90 % добываемого газа потребляется для внутренних нужд. Объем экспорта природного газа в Узбекистане невысок. В 1997 г. было экспортировано 6 млрд м3 . В 2000 г. экспорт узбекского газа составил 9 млрд м3 и растет он медленно (для сравнения: в 2000 г. экспорт туркменского газа составил 28,8 млрд м3). Предполагается, что в будущем объем поставок товарного газа в целом по газотранспортной системе Узбекистана существенно возрастет.

Таблица 2

Технико-экономические показатели различных вариантов разработки месторождений Бешкент и Камаши

Таким образом, можно заключить, что газовые ресурсы Узбекистана весьма значительны, имеется потенциал для привлечения внефтегазовую сферуиностранных инвестиций[5].

Библиографический список

Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений в Республике Узбекистан. Ташкент, 2008. 

Управление эффективностью инновационно-инвестиционных проектов в области охраны труда промышленных предприятий: монография / В.Ю. Конюхов [и др.]. Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2016. 189 с.

Пересчет запасов газа и конденсата месторождения Бешкент / Убайходжаева З.С., Ситдиков Б.Б., Ахмедов П.У. [и др.]. Ташкент: ОАО «ИГИРНИГМ», 2007.

Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: ВНИИГАЗ, 1999.

Конюхов, В.Ю. Экономические основы технического и технологического развития производства: учеб.пособ. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2014. 230 с.

Размещено на Allbest.ru