Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методы повышения эффективности процесса добычи газа на средних по запасам месторождениях
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Методы повышения эффективности процесса добычи газа на средних по запасам месторождениях"
На правах рукописи
КОНОНОВ АЛЕКСЕЙ ВИКТОРОВИЧ
Методы повышения эффективности процесса добычи газа на средних по запасам месторождениях
(на примере месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча»)
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва-2005
Работа выполнена в ООО «Ноябрьскгаздобыча» ОАО «Газпром»
Научный руководитель - член-корр. РАН, доктор технических наук,
профессор ЕРМИЛОВ О.М.
Научный консультант - лауреат премии Правительства РФ,
кандидат технических наук ПОДЮК В.Г.
Официальные оппоненты: - доктор технических наук НИКОЛАЕВ В.А.
(000 «ВНИИгаз»)
- кандидат технических наук ИВАНОВ СИ.
(ООО «Оренбурггазпром»)
Ведущее предприятие - РГУ нефти и газа им. академика И.М. Губкина
Защита состоится 25 мая 2005 г. в 14.00 часов на заседании Диссертационного Совета Д.002.076.01 Института проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН и Минобразования РФ по адресу: г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.
С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря Диссертационного Совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН и Минобразования РФ.
Отзывы на автореферат просьба посылать по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.
Автореферат диссертации разослан апреля 2005г.
Ученый секретарь
Диссертационного Совета Д.002.076.01, кандидат технических наук
М.Н.Баганова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность. Основной прирост добычи газа в России в последние десятилетия получен за счет ввода в эксплуатацию уникальных по запасам и объемам добычи углеводородного сырья месторождений Крайнего Севера -Медвежье (1972г.), Уренгойское (1978г.), Ямбургское (1985г.), Заполярное (2001г.).
Начиная с конца семидесятых и особенно в восьмидесятые-девяностые годы, в эксплуатацию вводятся средние, по запасам газовые залежи, которые характеризуются меньшими объемами добычи углеводородного сырья, условиями эксплуатации, спецификой контроля, анализа и управления разработкой. Под средними по запасам газа месторождениями, согласно представлениям автора, понимаются резервуары, содержащие запасы газа 300-700 млрд.м3.
Актуальность представленной работы обусловлена тем фактом, что в настоящее время и в обозримом будущем обеспечение стабильной работы газовой отрасли в значительной степени будет зависеть от технико-экономической эффективности разработки не только уникальных, но и средних по запасам месторождений региона и совершенствования работы систем добычи, сбора, подготовки и транспорта газа, как единой геологотехнической системы. При этом роль средних и мелких месторождений будет постоянно возрастать.
Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации систем добычи, сбора, подготовки и транспорта газа сеноманских залежей средних по запасам месторождений на поздних стадиях эксплуатации на основе изучения и обобщения опыта их разработки и создания новых технологий и технических решений.
Задачи исследований:
1. Изучение, анализ и обобщение опыта освоения и эксплуатации средних по запасам сеноманских газовых залежей Западно-Сибирского региона и выработка рекомендаций по совершенствованию их разработки.
2. Создание и внедрение новых технических решений и технологий разработки средних по запасам месторождений и эксплуатации газовых скважин.
3. Анализ работы систем подготовки газа к дальнему транспорту и разработка новых научно-технических решений по модернизации аппаратов
осушки газа.
4. Анализ работы скважинного оборудования и совершенствование технологий проведения капитального ремонта скважин (КРС), качества вскрытия продуктивных пластов, обеспечения герметичности скважин.
5. Технико-экономическая оценка эффективности новых научно-технических решений на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча» на разных стадиях разработки.
Методы исследований. Рассматриваемые в диссертации задачи решаются с использованием теории разработки газовых месторождений, обобщения результатов промысловых исследований и анализа работы систем добычи газа.
Объекты исследования:
1. Разрабатываемые средние по размерам сеноманские газовые залежи месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Вынгапуровское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Губкинское, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское).
2. Газодобывающие скважины, включая забойное и устьевое оборудование, их конструкцию, технологии вскрытия пласта и освоения скважин.
3. Системы подготовки газа, аппараты осушки газа, внутрипромысловые газосборные сети, межпромысловые коллекторы.
Научная новизна работы:
1. Научно-технические решения по бескомпрессорному транспорту газа с эксплуатационных участков Комсомольского месторождения, за счет создания перепада давления между участками.
2. Научное обоснование способа беспакерной эксплуатации газовых скважин в условиях ММП, включающего спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, обвязку устья и последующий подъем продукции, позволяющий снизить затраты на эксплуатацию скважин (Патент РФ № 2190088).
3. Новый способ подготовки газа, отличающийся от существующих тем, что газ дополнительно пропускают через газосепаратор с центробежными
сепарационными элементами, повышающий производительность промысла и улучшающий качество подготовки газа (Патент РФ № 2190132).
4. Новые технические и технологические решения по оптимизации режимов работы абсорберов осушки газа и их конструкции.
Практическая значимость работы:
1. Регулирование зональных отборов газа по различным участкам многокупольных месторождений региона, позволившее более рационально использовать пластовую энергию и продлить период бескомпрессорной эксплуатации месторождения на два года.
2. Комплекс научно-технических решений в скважинах по повышению герметичности колонн, совершенствованию ремонтно-изоляционных работ, технологии вскрытия пластов-коллекторов, обеспечивающий увеличение величины коэффициента эксплуатации скважин.
3. Рекомендации по улучшению работы абсорберов осушки газа, позволившие снизить на порядок жидкостную нагрузку на фильтрующую ступень относительно типовой секции доулавливания гликоля и снизить расход абсорбента.
Степень внедрения результатов исследований. Результаты работы нашли свое отражение в проектах разработки Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Губкинского, Вынгаяхинского Еты-Пуровского месторождений и модернизации технологического оборудования промыслов.
Основные защищаемые положения:
1. Рекомендации по повышению эффективности разработки месторождений за счет регулирования отборов между участками многокупольных залежей с целью более рационального использования пластовой энергии.
2. Комплекс научно-технических мероприятий по повышению эффективности работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ).
3. Научно-технические решения по совершенствованию конструкции скважин, повышению их герметичности и качества вскрытия пласта коллектора.
Апробация работы. Основные результаты исследований доложены на
конференциях, научно-технических советах и совещаниях ООО «Ноябрьскгаздобыча, ООО «ТюменНИИгипрогаз» и секциях НТС ОАО «Газпром».
Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 работ, в том числе 3 патента РФ, 2 научно-технических обзора, 1 работа опубликована без соавторов.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и 15 приложений. Объем работы составляет 167 страниц, 16 рисунков, 30 таблиц, список литературы из 100 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ проведен обзор и обобщение научных работ в области геологии, разработки, добычи, подготовки и компримирования газа месторождений Западной Сибири.
Проблемами разработки и эксплуатации газовых месторождений занимались З.С. Алиев, К.С. Басниев, С.Н. Бузинов, А.И. Гриценко, А.Н. Дмитриевский, НА Еремин, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, ГА. Зотов, Ю.П. Коротаев, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, В.В. Ремизов, P.M. Тер-Саркисов, А.И. Ширковский и другие.
Автором выполнен обзор диссертаций, защищенных за последние 10 лет.
В области геологии и разработки месторождений. А.И. Березняковым (1995г.) разработаны методы диагностики работы и обеспечения надежности эксплуатации скважин сеноманских газовых залежей Тюменской области. И.М. Чуповой (1996г.) усовершенствованы методики контроля и регулирования разработки сеноманских газовых залежей на основе промыслово-геофизической информации. Г.И. Облековым (1996г.) предложены новые методы обеспечения рациональной разработки сеноманских газовых залежей Севера Тюменской области на поздней стадии эксплуатации. В.А. Хилько (1997г.) разработаны мероприятия по совершенствованию контроля эксплуатации газовых скважин на месторождениях Севера Тюменской области по результатам промысловых исследований. В.Н. Гордеевым (1998г.) усовершенствованы методы повышения эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера. Ю.Г. Тер-Саакяном (1998г.) предложен рациональный комплекс геолого-геофизических исследований газовых
месторождений Крайнего Севера в начальный период разработки и в процессе эксплуатации. М.Г. Жариковым (1999г.) предложен новый метод выбора технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. В.И. Кононовым (2000г.) обоснован механизм повышения эффективности разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Среднего Приобья и севера Тюменской области. Н.И. Дубиной (2002г.) исследованы особенности прогнозирования обводнения продуктивных пластов сеноманских отложений на завершающей стадии разработки. М.Р. Насыровым (2002г.) проведено обоснование технологических решений для ОПЭ крупных по запасам месторождений при отсутствии потребителей газа.
В области добычи газа и эксплуатации скважин в ММП. К.Л. Каприеловым (1995г.) предложены технологии снижения потерь газа за счет совершенствования условий эксплуатации газопромысловых систем месторождений Крайнего Севера. Л.С. Чугуновым (1995г.) разработаны научно-технические решения по реализации перехода на падающую добычу газовых месторождений Крайнего Севера. А.Н. Харитоновым (1996г.) проведено изучение теплофизических процессов в элементах системы добычи газа месторождений Крайнего Севера. Н.В. Михайловым (1996г.) предложены пути повышения эффективности эксплуатации газопромысловых объектов Крайнего Севера в осложненных условиях. М.И. Подоляко (1997г.) усовершенствована схема защиты скважин от негативного воздействия фазовых переходов в многолетнемерзлых породах. Б.В. Дегтяревым (1999г.) предложен рациональный комплекс по регулированию технологических процессов добычи газа и сооружения скважин на месторождениях Севера. В.Л. Сливневым (2000г.) предложены пути повышения эффективности эксплуатации скважин на многозалежных объектах нефтегазоконденсатных месторождений. А.В. Кустышевым (2000г.) разработаны новые методы, средства и технологии эксплуатации и ремонта газовых скважин.
В области подготовки, компримирования и ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО транспорта газа. В.Ф. Зайнуллиным (1996г.) обоснованы пути
совершенствования процессов промысловой адсорбционной осушки природного газа. P.M. Минигуловым (1996г.) рассмотрены вопросы обеспечения устойчивости технологических процессов добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера. П.С. Коротеевым (1997г) предложены методы определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов технологической обвязки компрессорных станций расположенных в условиях Крайнего Севера (на примере месторождения "Медвежье"). К.М. Давлетовым (1998г.) разработаны мероприятия по повышению эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа на газовых промыслах Крайнего Севера. В.К. Голубкиным (2002г.) предложен механизм совершенствования доразработки крупных сеноманских газовых месторождений и освоения новых залежей в условиях Крайнего Севера. С.С. Фесенко (2002г.) разработаны рекомендации по повышению эффективности эксплуатации дожимных компрессорных станций на поздней стадиях разработки северных газовых месторождений.
ВО ВТОРОЙ ГЛАВЕ, посвященной особенностям и перспективам разработки газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча», проведен детальный анализ текущего состояния разработки и даны рекомендации по оптимизации системы разработки газовых залежей. Основные выводы главы 2 заключаются в следующем:
Вынгапуровское месторождение.
• Сеноманская газовая залежь находится на заключительной стадии эксплуатации Запасы газа выработаны на 81%. Кратно упало пластовое давление. По сравнению с максимальными, уровни годовых отборов снизились в 6 раз. Это выдвигает дополнительные требования к добыче и подготовке газа в условиях относительно низких текущих пластовых давлений и активного проявления водонапорного режима. Отмечается активное проявление упруго-водонапорного режима. По оценкам автора обводнилось более 30% объема залежи, что привело к снижению прочностных характеристик горных пород, выносу воды и механических примесей в продукции скважин и как следствие, к выводу скважин из эксплуатации.
• Подготовка и подача газа в газопровод подключения осуществляются в компрессорном режиме, что увеличивает себестоимость добычи газа и требует внедрения новых технических решений.
• Летние ремонтно-профилактические остановки промысла отрицательно сказываются на уровнях добычи газа, производительности и технологических режимах работы эксплуатационных скважин. Рекомендуется исключить остановки промысла из технологического процесса.
Комсомольское месторождение.
• Сеноманская газовая залежь имеет сложную геометрию в плане, что накладывает определенные трудности на ее разработку, а именно, - требует постоянного и эффективного контроля и управления процессом движения флюида в пласте и регулирования распределения запаса пластовой энергии во времени. Анализ распределения текущих пластовых давлений по площади залежи свидетельствует о необходимости перераспределения отборов газа между эксплуатационными участками.
• Проведенная на промысле модернизация абсорберов и пуск в эксплуатацию второй очереди ДКС позволяют осуществлять ежегодную добычу газа в объеме 30 млрд.м3.
• Отмечается недостаточное дренирование залежи в районе центрального купола, что предопределяет необходимость его скорейшего разбуривания. Проектный уровень годовой добычи газа 32 млрд.м3 может быть достигнут только при условии разбуривания центрального купола.
Западно-Таркосалинское месторождение.
• Материалы разработки сеноманской газовой залежи не подтвердили ранее принятую оценку запасов газа. Фактически они оказались на 64 млрд.м3 меньше, в связи с чем темп снижения пластового давления кратно возрос. В результате ввод ДКС потребовался раньше, чем предполагалось проектом. С целью сокращения капитальных вложений и более эффективного использования производственных мощностей, автором рекомендуется осуществлять подготовку газа с северного купола Губкинского месторождения на Западно-Таркосалинском промысле.
Губкинское месторождение.
• Газовый промысел работает в стабильном режиме и обеспечивает выполнение плановых заданий и проектных технологических показателей разработки месторождения. Для обеспечения рациональной разработки месторождения требуется ввод северного участка в 2008 г., с подачей газа на Западно-Таркосалинское месторождение.
Вынгаяхинское месторождение.
• По состоянию на начало 2005 г. промысел выведен на проектный режим работы. При обустройстве промысла заложены перспективные технические решения, повысить эффективность процесса добычи газа.
• Фактическая продуктивность скважин подтверждается материалами эксплуатации и исследования скважин.
Еты-Пуровское месторождение.
• Разработка месторождения, рекомендуется в едином газодобывающем комплексе с Вынгаяхинским промыслом, где будут сосредоточены практически все мощности по подготовке и компримированию газа. Ввод месторождения в эксплуатацию осуществлен в конце 2004 г. Моделирование совместной разработки Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений, проведенное при участии автора, доказало эффективность принятой схемы эксплуатации.
На основе изучения указанных работ автором сформулированы следующие задачи, которые, недостаточно исследованы и нуждаются в первоочередных проработках:
1. Научно-технические и технологические аспекты повышения эффективности разработки газовых месторождений региона за счет регулирования отборов по скважинам, кустам и участкам, повышения качества ремонтно-изоляционных работ и внедрения новых технологий капитального ремонта скважин.
2. Усовершенствование конструкций скважин, скважинного оборудования и технологий заканчивания и крепления скважин для повышения их эксплутационной надежности.
3. Совершенствование способов подготовки газа к дальнему транспорту с учетом конкретных показателей влагосодержания и количества мехпримесей в потоке газа, подаваемого на сепаратор, поиск методов и конструктивных решений по оптимизации затрат на подготовку газа, и создание более мощных УКПГ с соответствующим технико-экономическим обоснованием.
В ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ предложены новые научно-технические решения по добыче, подготовке и транспорту газа на средних по запасам газовых месторождениях. Проведены исследования по обеспечению надежной эксплуатации месторождения на заключительной стадии разработки (на примере Вынгапуровского месторождения). Вынгапуровский газовый промысел самый старый в ООО «Ноябрьскгаздобыча» и, следовательно, требующий наибольших трудовых и материальных затрат для обеспечения надежной его работы.
При непосредственном участии автора разработан комплекс научно-технических решений по обеспечению эффективной работы промысла на поздней стадии эксплуатации. В результате реконструкции некоторые кусты работают в один шлейф (до в скважин), что обеспечивает эффективную работу системы сбора газа и снижение эксплуатационных затрат.
Основные проблемы при эксплуатации скважин в настоящее время обусловлены уменьшением энергетики пласта (снижением давления в залежи), снижением дебитов скважин и обводнением газонасыщенных интервалов. В качестве основного способа борьбы с жидкостью на забоях скважин автором рекомендована периодическая продувка скважин, обеспечивающая вынос с забоя накопившейся жидкости, а при прогрессирующем обводнении - остановка скважины для проведения капитального ремонта, водоизоляционных работ.
С 2000г. по рекомендациям ООО «СевКавНИПИгаз» при участии автора регулярно проводится эксперимент по обработке забоев скважин твердыми ПАВ (поверхостно-активными веществами). Применение ПАВ позволило обеспечить повышение производительности скважин, значительно сократить количество продувок на факел, уменьшить потери газа и трудоемкость обслуживания скважин, а также увеличить период стабильной работы скважин на проектных
технологических режимах. Наибольшему физическому износу за время эксплуатации подверглось технологическое оборудование цеха регенерации гликоля. Особенно это касается так называемых «горячих» насосов, конденсаторов-холодильников и испарителей. Большому коррозионному износу подверглось оборудование системы охлаждения. В связи с частыми порывами трубных пучков испарителей, коррозии трубопроводов, теплообменного оборудования системы охлаждения, конденсаторов-холодильников наблюдался повышенный расход ДЭГа. Начиная с 2000 г., под руководством автора, были выполнены следующие работы по реконструкции промысла:
• В помещении неэксплуатируемого в последнее время цеха регенерации ДЭГа низкой концентрации смонтирован цех огневой регенерации триэтиленгликоля. Установлены два малогабаритных блока огневой регенерации ТЭГа, производительностью до 6 м3/ч. С ноября 2002 г. цех введен в эксплуатацию.
• Пуск нового цеха позволил вывести из эксплуатации значительную часть оборудования цеха регенерации ДЭГа, прекратить эксплуатацию котельной, демонтировать громоздкую и ненадежную антифризную систему, отказаться от использования вакуумной регенерации гликоля, перейти на единый для предприятия и более эффективный абсорбент - триэтиленгликоль.
• Выведена из эксплуатации большая часть оборудования цехов осушки газа.
• Произведена реконструкция узлов замера газа. Установлены быстросменные сужающие устройства (УСБ), позволяющие максимально автоматизировать процесс коммерческого учета добычи газа.
• Произведена замена сменных проточных частей центробежных нагнетателей со степени сжатия 1,23 на 1,35 (что позволило на первом этапе реконструкции работать в 6 ступеней сжатия и снизить давление на приеме до 0,6 МПа).
Проведенный после всестороннего анализа комплекс работ выполненных на Вынгапуровском промысле позволил: обеспечить надежную и безаварийную работу промысла; сократить затраты на обслуживание и ремонт оборудования;
выполнить требования противопожарной безопасности; облегчить и улучшить условия труда; обеспечить экономию электроэнергии; получить экономию воды; экономию гликоля; экономию в потребленном газе на собственные нужды. Опыт проведенных работ показывает, что при реконструкции установок, подобных Вынгапуровской, на поздней стадии эксплуатации необходимо предусматривать: ликвидацию паровакуумной системы регенерации гликоля; ликвидацию системы охлаждения рефлюкса антифризом; исключение из эксплуатации лишнего оборудования; внедрение современных средств автоматизации технологических процессов. Отсюда следует вывод о том, что в проектах обустройства новых месторождений изначально необходимо предусматривать комплекс мероприятий по добыче и подготовке низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации, предложения по реконструкции газопромыслового оборудования.
Автором предложен способ беспакерной эксплуатации газовых скважин. Разработанный способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин, изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия агрессивных компонентов газа из продуктивного пласта и исключение условий образования песчаной или жидкостной пробки и растепления многолетнемерзлых пород (рисунок 1). При этом обеспечиваются условия безопасной работы скважин.
Разработанный и запатентованный способ обеспечивает нормальную эксплуатацию скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах, без пакера, устанавливаемого выше башмака колонны лифтовых труб и обеспечивающего изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия газа, поступающего из продуктивного пласта, доставку ингибитора при исключении создания условий образования песчаной или жидкостной пробки и растепления многолетнемерзлых пород. Технический результат, от использования изобретения, состоит в экономии времени, затраченного на ввод скважины в эксплуатацию и повышении безопасности ведения работ при наличии в разрезе скважины слоя ММП.
Указанный технический результат достигается за счет осуществления способа беспакерной эксплуатации газовой скважины, пробуренной в ММП,
Рисунок 1 - Беспакерная схема компоновки подземного и наземного оборудования
1 - елка фонтанной арматуры, 2 - планшайба, 3 - крестовина трубной головки, 4 - колонная головка, 5 - направление, 6 - кондуктор, 7 - эксплуатационная колонна, 8 - лифтовая колонна, 9 - посадочный ниппель, 10 - воронка, 11 - заколонный пакер
включающего спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, обвязку устья скважины и последующий подъем продукции скважины, при котором спуск кондуктора производят на глубину, превышающую глубину подошвы ММП как минимум на 20%. Цементный камень в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и породой поднимают до устья скважины, что способствует более надежному закреплению верхнего слоя пород с одновременным созданием теплоизоляционного экрана между эксплуатационной колонной и породой. На уровне, превышающем уровень пластовых вод, создают искусственный забой, который служит одновременно заколонным пакером, препятствующим проникновению газа в пространство между эксплуатационной колонной и породой. Колонну лифтовых труб оборудуют ниппелем для установки глухой пробки и воронкой для прохождения геофизических приборов, при этом ниппель устанавливают между воронкой и уровнем искусственного забоя, а отбор газа из продуктивного пласта осуществляют при подаче в кольцевое пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами ингибитора коррозии и инертного газа, плотность которого ниже плотности газа, поступающего из продуктивного пласта. В настоящее время на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча» беспакерная эксплуатация используется как основной способ добычи. Практически более половины скважин на шести месторождениях (350 скважин) работают по беспакерной схеме, что обеспечивает не только повышение экономической эффективности, но и возможность эффективного контроля за технологическими режимами эксплуатации газовых скважин.
В работе также изложены результаты испытания отечественной регулярной насадки в условиях газового промысла. Значительное число газовых промыслов России оснащено абсорбционным оборудованием, представляющим собой многофункциональный агрегат (МФА). Сотни таких аппаратов позволили в 70-80-х годах прошлого столетия освоить крупнейшие газовые месторождения страны (Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское и т.д.). Именно замена трех, отдельно стоящих аппаратов — первичного сепаратора сырого газа, собственно абсорбера
1 в
осушки газа и фильтра-сепаратора, позволила отечественному аппаратостроению и предприятиям строительства газовых объектов в кратчайшие сроки обеспечить газовую отрасль современным и эффективным технологическим оборудованием и обустроить крупнейшие газовые месторождения. Реализация данного технического решения стала возможной благодаря использованию в МФА высокоскоростных прямоточно-центробежных контактных элементов или сочетанию их с ситчатыми тарелками вместо колпачковых тарелок, допускающих сравнительно небольшие скорости в свободном сечении.
В диссертации приведены результаты модернизации абсорберов, выполненной при участии автора. В настоящее время в связи с постепенным истощением газовых месторождений условия эксплуатации абсорберов осушки газа на газовых промыслах резко изменились. В результате снижения технологического рабочего давления резко возросли рабочие скорости в МФА и влагосодержание исходного сырого газа, а также содержание в нем капельной жидкости, механических примесей и солей. Эти факторы сказались на эксплуатационной надежности абсорбционного оборудования и качестве осушаемого газа. Необходимость поддержания производительности газовых промыслов на прежнем уровне потребовала строительства дорогостоящих компрессорных станций, что привело к попаданию масла в осушаемый газ и повышению его температуры.
Сущность модернизации заключается в замене существующей массообменной секции тарельчатой конструкции на регулярную (пластинчатую) насадку. Подача регенерированного этиленгликоля (РДЭГа) на контакт с газом осуществлялась распределителем жидкости. Массообмен между газом и жидкостью происходил в пленочном режиме - сырой газ, поступающий из сепарационной секции аппарата (или из отдельно стоящего первичного газосепаратора), перемещался снизу вверх по аппарату в межпластинчатом пространстве насадки, отклоняясь на определенный угол от вертикали (последовательно) в каждом слое насадки. При этом газовый поток контактировал с гликолем, стекающим сверху вниз в виде пленки по пластинам и сетчатому жгуту.
Поднимаясь, газ постепенно осушался, а гликоль, абсорбируя пары воды из газа, насыщался влагой После массообменной секции насыщенный водой диэтиленгликоль (НДЭГ) направлялся на регенерацию, а осушенный газ, минуя распределитель жидкости, поступал в газораспределительную секцию, где газовый поток равномерно распределялся по всему сечению абсорбера, и его скорость становилась минимальной (при этом минимальную скорость приобретали также капли гликоля, которые оседали на газораспределительной секции и не попадали в фильтр-коалесцирующую ступень)
Принципиальное устройство и схема обвязки аппарата до и после модернизации представлены на рисунках 2-3 (Патент РФ № 2190132)
На Комсомольском газовом промысле под руководством автора были проведены сравнительные промышленные испытания насадочных абсорберов, разработанных в ДАО ЦКБН, и с насадкой МеШарак-250У фирмы Би^ег СИетЛесИ (Швейцария) Газ, подаваемый для осушки, содержал 97,683 метана (СН4), 0,194 этана (С2Н6), 2,11 азота (Ы2) и 0,013 углекислого газа (С02) Результаты исследований модернизированных абсорберов приведены в таблице 1 Таблица 1 - Результаты испытаний модернизированных с насадкой «Меллапак»
абсорберов на Комсомольском газовом промысле (2003 г)
Дата № технол линии Расход газа, тыс м3/ч Давлен газа, кгс/см2 Темп-ра газа, °С Подача ТЭГа, м3/ч РТЭГ, % масс НТЭГ, % масс Унос ТЭГа, г/тыс м' Коэф-т массогте-редачи Число ступеи кон-та Эффек тивность ступени Точка росы, "С
21 Об 406 56,4 14 1,43 98,2 93,2 0,42 1674 5 0,519 -17
18 07 6 380 56,7 16,3 1,51 98,4 95,6 0,29 1692 5 0,55 -17
23 07 6 450 56,2 15,6 1,61 98 95,4 1,3 2104 5 0 569 -16,5
15 08 7 450 56,7 15,8 1,55 98,4 93,2 1,52 1994 5 0,553 -17
13 08 7 430 56,5 15,6 1,6 98,2 96,8 1,43 1945 5 0,556 -17
16 08 7 400 56,5 15,8 1,4 98,2 94 1.25 1865 5 0,572 -17
26 07 8 410 57,6 15 1,36 98,2 95,2 2,3 1760 5 0,547 -17
17 08 8 450 55,8 15,6 1,46 98,2 94,2 1,61 2081 5 0,566 16,5
23 07 9 430 56,2 16 1,58 98 95,6 0,7 1986 5 0,562 -16
23 07 9 450 56,1 16 1,57 98 95,6 1,6 2117 5 0,572 -16
Испытания показали, что опытный образец с разработанной отечественной насадкой, работоспособный и эффективный, аппарат обеспечивает качество осушенного газа, требуемое ОСТ 5140-93, абсорбер осушки газа с данной
Осушенный газ
Сырой газ
НДЭГ
Рисунок 2 - Принципиальная схема абсорбера ГП-502 до модернизации
Осушенный газ
Газораспределительная секция из структурированной насадки
* РДЭГ
Массообменная часть из структурированной насадки
Дренаж
Рисунок 3 - Модернизация абсорбера ГП-502 на Комсомольском ГП с использованием структурированной насадки фирм «Зульцер» и ДАО ЦКБН
насадкой соответствует лучшим зарубежным образцам, потери гликоля с осушенным газом в несколько раз ниже заданного значения (8,0 г/1000 м3).
На основе проведенных испытаний автором была предложена модернизация абсорбера осушки газа, заключающаяся в исключении из секции доулавливания гликоля ступени фильтр-коалесцирующих патронов или (при их сохранении), обеспечении существенного резерва производительности. Данное мероприятие позволяет увеличить высоту массообменной секции с обеспечением требований по качеству подготовки газа при снижении технологического давления (в компрессорный период эксплуатации) для осушки газа с повышенной температурой. Отсутствие фильтр-коалесцирующей ступени позволяет разрабатывать аппараты с меньшими габаритными размерами и металлоемкостью, уменьшить число люков, а также существенно снизить эксплуатационные затраты (благодаря безостановочной работе аппарата), затраты на демонтаж, перемотку и монтаж фильтр-коалесцирующих элементов (патронов), при этом такой показатель работы абсорбера, как межремонтный период, можно исключить.
На основе опыта проектирования абсорбционного оборудования и анализа отечественных и зарубежных технических решений в ЦКБН разработана и изготовлена газораспределительная секция для замены, существующей тарельчатой ступени защиты фильтрующих элементов с центробежными сепарационными элементами диаметром 100 мм. Данная секция предназначена для оснащения аппарата, находящегося в эксплуатации (была запланирована модернизация оборудования в условиях газового промысла). Объектом для испытаний был выбран Западно-Таркосалинский газовый промысел ООО «Ноябрьскгаздобыча», специалисты которого совместно с сотрудниками ЦКБН провели монтаж новой насадки в серийном абсорбере осушки газа диаметром 1800 мм.
Особенностями секции доулавливания гликоля являются: • в серийном, действующем аппарате секция доулавливания гликоля выполнена в виде трех ступеней: 1 - тарелка с сепарационными элементами
диаметром 100 мм; 2 - тарелка с фильтрующими элементами; 3 - тарелка с сепарационными элементами диаметром 100 мм;
• в абсорбере после модернизации в секции доулавливания гликоля на место первой ступени (тарелки с сепарационными элементами, диаметром 100 мм, первой по ходу движения газового потока) установлена газораспределительная секция.
Газораспределительная секция представляет собой два слоя регулярной пластинчатой насадки; слои укладываются без зазора с поворотом на 90° относительно друг друга. Капельная жидкость, уносимая с газом после контактно-сепарационных элементов верхней массообменной тарелки, задерживается на пакетах газораспределительной насадки и стекает по планкам опорной решетки в короба, прикрепленные к планкам, откуда перемещается к стенкам аппарата, а газ равномерно распределяется по всему сечению аппарата.
Установка газораспределительной секции обеспечивает равномерное распределение газового потока по сечению абсорбера и снижение его скорости после выхода из контактно-сепарационных элементов, создает благоприятные условия для сепарации фаз, как в самой секции, так и в расположенной выше фильтрующей ступени. Испытания новой газораспределительной секции были проведены в реальных условиях Западно-Таркосалинского газового промысла.
По результатам испытаний, при участии автора, разработана и изготовлена усовершенствованная конструкция газораспределительной секции, монтаж которой был также проведен на Западно-Таркосалинском газовом промысле в абсорбере осушки газа диаметром 1800 мм. Аналогично предыдущему (опытному) варианту модернизации в секции доулавливания гликоля вместо тарелки с сепарационными элементами диаметром 100 мм (первой по ходу движения газового потока) установлена усовершенствованная конструкция газораспределительной секции.
Газ, осушенный гликолем на пяти массообменных тарелках, поступает в сепарационную насадочную секцию, установленную непосредственно на контактные элементы пятой массообменной тарелки. В секции, состоящей из
пакетов регулярной пластинчатой насадки, происходит равномерное распределение газового потока по сечению аппарата, в результате чего на пластинах регулярной насадки и сетчатых жгутах происходит отделение капельной жидкости (гликоля), уносимой из контактных прямоточно-центробежных элементов диаметром 60 мм.
Далее, по ходу движения, газ поступает в газораспределительную секцию, состоящую из двух слоев регулярной пластинчатой насадки с направленным отводом сепарированной жидкости. Благодаря равномерному распределению газового потока по сечению аппарата и снижению его скорости в регулярной пластинчатой насадке с максимально свободным сечением происходит сепарация уносимой капельной жидкости (гликоля).
Сепарированная на пакетах насадки жидкость отводится по пластинам треугольной формы, конфигурация которых позволяет осуществлять направленный дренаж жидкости к периферии аппарата (в кольцевой сборник жидкости), а из центра аппарата — в дренажный желоб. Из кольцевого сборника и дренажного желоба жидкость поступает на стенки аппарата и стекает вниз.
Автором показано, что усовершенствованная конструкция газораспределительной секции более предпочтительна по следующим причинам: жидкостная нагрузка на фильтрующую ступень при указанных технологических условиях и производительности по газу до 11 млн. м3/сутки — около 80 г/1000 м3 газа, что в 10-30 раз меньше данной величины для типовой секции доулавливания гликоля; потери гликоля с осушенным газом из аппарата не превышают 1 г/1000 м3 газа, что существенно меньше проектной величины -15-20 г/1000 м3.
ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА посвящена технико-экономическому обоснованию проектных решений по разработке и эксплуатации сеноманских газовых залежей на завершающей стадии. Проведена экономическая оценка эффективности новых научно-технических решений на примере Комсомольского месторождения. Результаты расчетов приведены в таблице 2. Как следует из расчетов, практическое использование рекомендаций, изложенных в настоящей работе, за 25 лет эксплуатации месторождения позволит сэкономить 972 млн.руб.
Таблица 2 - Оценка экономической эффективности научно-технических решений на Комсомольском месторождении
в миллионах рублей
Мероприятие Экономия (+) перерасход (-) Суммарный дисконтированный экономический эффект
капитальных вложений эксплуатационных расходов налога на имущество налога на прибыль чистой прибыли денежной наличности
на 2000 г на 2017 г на 2000 г на 2017 г за рассматриваемый период на 2000 г на 2017 г
1 Применение телескопической коллекторной схемы сбора газа 269,79 269,79 89,37 354,44 61,30 -124,05 291,69 291,69 158,97 160,38
2 Строительство ДКС на восточном куполе 540,33 540,33 - 1012,35 86,45 -384,58 714,23 714,23 176,64 199,37
3 Модернизация абсорберов наУКПГ -15,4 -6,48 -16,66 139,75 -0,64 48,69 90,43 90,42 -1.5 18,08
4 Вертикальные сепараторы для предварительной подготовки газа 0,84 0,84 9,01 47,08 0,08 -16,48 30,68 30,68 3,73 7,95
5 Строительство УКПГ большой производительности 176,48 176,48 101,53 201,20 74,51 -70,42 205,28 205,28 55,63 56,62
Итого: 972,04 980,96 183,25 1754,82 221,7 -546,84 1332,3 1332,3 393,47 442,4
Экономия капитальных вложений, млн.руб
972,04
8.92 □1991-2000 гг.
Экономия эксплуатационных затрат, млн.руб
1571 £7
Дисконтированный экономический эффект, млн.руб.
393,47
■2001-2017 гг.
183,25
□ 1991-2000 гт.
12001-2017 гг
48,93 □1981-2000 гг
■2001-2017 гг
капитальных вложений и сократить эксплуатационные расходы на 1755 млн.руб. Экономический эффект (с учетом фактора дисконтирования) составит 442,4 млн. руб.
На основе проведенных автором исследований, анализа и обобщения результатов, можно сделать следующие выводы:
1. Предложен комплекс научно-технических и технологических решений по повышению эффективности разработки средних по запасам газа месторождений, обеспечивающий: регулирование отборов газа между участками сложных многокупольных месторождений для более рационального использования пластовой энергии и продления периода бескомпрессорной эксплуатации; повышение качества ремонтно-изоляционных работ в скважинах и в итоге увеличение коэффициента эксплуатации скважин; улучшение качества освоения скважин за счет внедрения новых технологий вскрытия призабойной зоны пласта и повышение производительности скважин; внедрение технологий крепления ПЗП и изоляции водопритока с применением колтюбинговой установки.
2. Разработан способ беспакерной эксплуатации скважин, пробуренных в ММП, обеспечивающий сокращение затрат на ремонт и эксплуатацию скважин, и проведение эффективных газодинамических исследований в скважинах. При этом снижается время строительства скважин, а следовательно, ее стоимость, повышается герметичность обсадки скважины и безопасность добычи газа (патент РФ №2190088).
3. На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УКПГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин.
4. Усовершенствован способ подготовки газа к дальнему транспорту (включая конструкцию сепаратора), заключающийся в очистке газа от механических примесей и жидкости путем его прокачки через пылеуловитель. При этом газ пропускают дополнительно через газосепаратор с центробежными сепарационными элементами, которые объединяют в один корпус с инерционным
пылеуловителем (патент РФ №2190132). Это позволило построить на Комсомольском месторождении самую крупную в отрасли УКПГ с годовой производительностью 32 млрд. мэ/год вместо двух ранее запланированных УКПГ меньшей производительности.
5. Суммарный дисконтированный эффект от внедрения рекомендаций автора составил в 2000 г. 393 млн.руб., а ожидаемый к 2017г. - составит 442 млн.руб.
По теме диссертации автором опубликованы следующие работы:
1. Испытания отечественной регулярной насадки в условиях газового промысла / Г.К. Зибер, В.И. Гибкий, Н.И. Кабанов, В.З. Минликаев, Р.Х. Акчурин, А. В. Кононов. // Химическое и нефтегазовое машиностроение, М. - 2000 - № 11.-С. 15-17.
2. Лапердин А.Н., Якимов И.Е., Кононов А.В. Основные проектные решения по разработке сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения // НТС, сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ИРЦ Газпром, М.- 2001.- № 4.- С. 92-97.
3. Лапердин А.Н., Кононов А.В. Особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири // НТС, сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ИРЦ Газпром, М. - 2001.- № 4.- С. 104-108.
4. Лапердин А.Н., Кононов А.В., Якимов И.Е. Принципиальные решения по разработке сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения // НТС, сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ИРЦ Газпром, М. - 2001.- № 5.- С. 41-46.
5. Лапердин А.Н., Меркушев М.И., Кононов А.В. Экономическая оценка эффективности новых научно-технических решений на Комсомольском месторождении // НТС, сер «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ИРЦ Газпром, М. - 2001.- № 5.- С. 56-63.
6. Современные научно-технические решения при разработке и обустройстве Комсомольского месторождения. / А.Н. Лапердин., А.В. Кононов., М.И. Меркушев., М.И. Галькович., О.М. Ермилов. // Обзор, информ., сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ИРЦ Газпром, М. - 2001.- 37 с.
7. Улучшение работы абсорбера осушки газа / В.И. Гибкий, Г.К. Зиберт,
Р.Х. Акчурин, А.В. Кононов // Химическое и нефтегазовое машиностроение, М. -2001.-№10.-С. 10-12.
8. Основные принципы разработки многокупольных газовых месторождений (на примере Комсомольского месторождения). / А.Н. Лапердин, А.В. Кононов, В.Н. Маслов, М.И. Галькович, И.Е. Якимов, О.М. Ермилов // Обзор, информ. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» ИРЦ Газпром, М. - 2001.- 35 с.
9. Патент РФ № 2190088. Способ беспакерной эксплуатации газовых скважин / А.Г. Ананенков, М.И. Галькович, А.В. Кононов, Л.С. Чугунов, А.В. Кустышев, О.М. Ермилов // Бюл. № 27, 2002 г.
10. Патент РФ № 2190132. Способ подготовки газа / А.Г. Ананенков, М.И. Галькович, А.В. Кононов, О.М. Ермилов, А.Н. Лапердин // Бюл. № 32, 2002 г.
11. Модернизация абсорбера осушки газа диаметром 1800 мм / В.И.Гибкин, Г.К. Зиберт , В.В. Клюйко , А.В. Кононов , В.З. Минликаев , А.Н. Кульков // Химическое и нефтегазовое машиностроение, М. - 2003. № 9.- С. 15-16.
12. Минликаев В.З., Кононов А.В. Обеспечение надежной эксплуатации месторождения на заключительной стадии разработки (на примере Вынгапуровского газового промысла) // Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа, Материалы НТС ОАО «Газпром» 2003 г. (г. Сочи). ИРЦ Газпром, М. - 2003.- С. 21-26.
13. Методы обработки и представления геофизической и промысловой информации (на примере газовых месторождений Севера Западной Сибири). / О.М. Ермилов., А.Н. Дмитриевский., И.М. Чупова., В.В. Дмитрук., А.В. Кононов. Отв. редактор А.Э.Конторович. - Новосибирск, изд. СО РАН, 2003. - 60 с.
14. Минликаев В.З., Кононов А.В. Проблемы добычи низконапорного газа на примере Вынгапуровского газового промысла. // Материалы всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в условиях развития социальной сферы газодобывающего региона. ИРЦ Газпром, М. - 2003.- С. 125-140.
15. Патент РФ №2235868. Способ освоения скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.Д. Дубровская, А.В. Кононов // Бюл. №25, 2004 г.
16. Кононов А.В. Принципы эксплуатации средних по размерам газовых месторождений Западной Сибири. // Материалы Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». Институт проблем нефти и газа РАН. Издательство ГЕОС, М.-2004 С. 123-125.
Соискатель
А.В. Кононов
Отпечатано в копицентре Москва, Ленинские горы, МГУ, 1 Гуманитарный корпус. www.stprint.ru e-mail: zakaz@stprint.ru тел. 939-3338 тираж 100 экз. Подписано в печать 11.04.2005 г.
\
1 9 МАЙ 2005
«Ч •• "
? i Í згу
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кононов, Алексей Викторович
ВВЕДЕНИЕ.
1. ОБЗОР И ОБОБЩЕНИЕ НАУЧНЫХ РАБОТ В ОБЛАСТИ ГЕОЛОГИИ, РАЗРАБОТКИ, ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И КОМПРИМИРОВАНИЯ ГАЗА МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ
СИБИРИ.
1.1 Основные принципиальные подходы к разработке газовых залежей.
1.2 Особенности геологического стороения и разработки рассматриваемых месторождений.
1.3 Особенности добычи газа и эксплуатации скважин в ММП.
1.4 Особенности подготовки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа.
1.5 Обеспечение надежности объектов добычи газа в ММП.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы повышения эффективности процесса добычи газа на средних по запасам месторождениях"
Лидирующее положение России в мировой газовой промышленности является следствием огромной работы, выполненной в 70-90гг. прошедшего века, в результате которой была создана надежная ресурсная база страны, основанная на прочном фундаменте, заложенном академической, вузовской наукой, институтами и конструкторскими бюро газовой и смежных отраслей /1/.
В настоящее время по ряду объективных причин, в первую очередь обусловленных значительной выработанностью запасов базовых месторождений на фоне социально-экономических проблем развития страны последнего десятилетия, газовая промышленность вступает в новый еще более сложный этап своего развития.
К сожалению, время гигантских месторождений уходит в прошлое. В последние годы в эксплуатацию вводятся сравнительно небольшие (конечно по меркам Западной Сибири) газовые месторождения, типа Комсомольского, Губкинского, Западно-Таркосалинского. Хотя по официальной классификации 12, 3, 4/ они относятся к крупным и крупнейшим, для рассматриваемого региона они являются «средними» по размерам.
Любое месторождение нефти и газа переживает периоды роста объемов добычи углеводородов, их стабилизации, а затем, снижения вследствие уменьшения запасов углеводородов и падения пластового давления 15/. В реальных условиях Западной Сибири на этапе падающей добычи находятся сеноманские газовые залежи Медвежьего, Вынгапуровского, Уренгойского, Ямсовейского, Комсомольского месторождений.
В периоды максимальных отборов газа из сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области возникали проблемы, связанные с обеспечением эффективной работы оборудования по подготовке газа к транспорту, которые успешно решены в условиях газовых промыслов. В регионе впервые в мире были применены многофункциональные аппараты осушки газа с производительностью 10 млн. м3/сут. С целью достижения требуемого качества подготовки углеводородного сырья с минимальными затратами материально-технических ресурсов были разработаны и внедрены технические решения по совершенствованию основного технологического оборудования. Наиболее эффективной оказалась модернизация оборудования по подготовке газа с разделением потока газа в абсорбционной части, а также с использованием новых центробежных элементов и регулярной насадки.
Наряду с реконструкцией газопромыслового оборудования выполнен большой объем работ по совершенствованию технологических процессов добычи и подготовки газа. К наиболее эффективным разработкам относятся такие технологии как: рециркуляция и отдувка метанола в процессе ингибирования гидратообразования систем сбора и подготовки газа;
- двухступенчатая осушка сеноманского газа;
- утилизации низконапорных газов и вовлечение в эксплуатацию низкодебитных скважин с применением эжекторных устройств;
- бескомпрессорной постоянный и периодический газлифт;
- комбинированные химические обработки и гидроразрыв пласта для интенсификации притока в газоконденсатных и нефтяных скважинах; капитальный ремонт скважин с гидроизоляцией пластовых вод и применением колтюбинговых и бустерных установок.
Технология добычи и подготовки углеводородов неразрывно связана с экологической безопасностью. С целью сокращения потерь со сточными водами метанола и диэтиленгликоля (ДЭГ) перспективными направлениями являются внедрение высокоэффективных насадок в десорберах для снижения содержания ДЭГ в рефлюксе и кавитаторов для повышения эффективности очистки промстоков. Увеличение степени сжатия ДКС ведет к росту объема выбросов продуктов сгорания природного газа. Поэтому актуальной задачей является их утилизация с рациональным использованием тепловой энергии. Применение газобустерных установок позволяет перейти на технологию освоения скважин без сжигания продукции скважин на факеле. Для оперативного контроля выбросов и сбросов загрязняющих веществ необходимо создание системы производственного экологического мониторинга.
Освоение Тюменского Севера началось в 1972 году с пуском в разработку уникального Медвежьего месторождения. В настоящее время на севере
Тюменской области эксплуатируется более 10 месторождений природного газа, крупнейшими из которых являются Межвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Комсомольское.
При проектировании, обустройстве и разработке сеноманских газовых залежей указанных месторождений, а именно эти залежи содержат основные запасы углеводородного сырья и обеспечивают в настоящее время подавляющую часть добычи природного газа, за почти тридцатилетнюю историю освоения был накоплен уникальный опыт эксплуатации, требующий обобщения и осмысления.
В практику разработки вошли такие прогрессивные научно-технические решения как центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная схема вскрытия продуктивных пластов, кустовое разбуривание залежей наклонно-направленными скважинами, бурение и эксплуатация скважин увеличенного диаметра, коллекторная телескопическая, лучевая комбинированная схемы сбора газа на промыслах, строительство и эксплуатация установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДСК) большой производительности и мощности, централизация мощностей по компримированию газа и др.
Параллельно с решением стратегических проблем разработки месторождений совершенствовались и конкретные способы и подходы, касающиеся моделирования геологического строения залежей, процессов, происходящих в недрах в процессе эксплуатации залежей, решались прикладные вопросы интенсификации добычи газа, снижения непроизводительных потерь энергии при сборе и подготовке товарной продукции, повышения качества осушки газа и т.д.
В предлагаемой ниже работе, автор, на основе детального анализа текущего состояния разработки и эксплуатации средних (для условий Тюменской области) по размерам газовых месторождений, исследований особенностей технологических процессов добычи газа, изучения промысловой техники, предложил ряд подходов и способов, позволяющих улучшить технологию добычи газа, повысить технико-экономические показатели работы промыслов. В качестве базового для анализа выбран газовый промысел Комсомольского месторождения, на котором нашли отражение практически все проблемы, связанные с разработкой залежей, добычей, сбором и промысловой подготовкой углеводородного сырья.
Автор выражает сердечную благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору, член-коррессподенту РАН, О.М. Ермилову за выбор приоритетного направления исследований, методическую и консультационную помощь в работе, а также ученым и специалистам производственникам, оказавшим поддержку в выполнении работы и внедрении в производство основных положений: к.т.н М.И. Гальковичу, д.т.н. Б.В. Дягтяреву, к.т.н. В.З. Минликаеву, д.т.н., профессору, академику РАЕН Г.В. Крылову, к.т.н. А.И. Березнякову, д.т.н., профессору А.Я. Хавкину, к.т.н. В.Н. Маслову, к.т.н. В.М. Клюсову, к.т.н. А.В. Кустышеву, к.г.-м.н. А.Н. Лапердину, к.э.н. А.В. Крылосову, В.А. Жбакову и другим работникам газовой отрасли, консультирующим автора по многим вопросам, промысловой геологии, разработки, эксплуатации газопромыслового оборудования и др.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кононов, Алексей Викторович
4.4 Основные результаты и выводы по главе 4
1. Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.
2. Впервые для региона на Комсомольском месторождении была реализована идея разбуривания залежи укрупненными кустами наклонно-направленных скважин, что положительно сказывается как на технико-экономических показателях разработки, так и уменьшает отрицательное воздействие производственных процессов на окружающую среду. Сегодня на восточном куполе эксплуатируются кусты из 5-7 скважин.
3. На начальном этапе освоения газовых месторождений севера Тюменской области в основном применялась лучевая схема сбора газа на промыслах по индивидуальным шлейфам от каждого куста или скважины. Наряду с очевидными преимуществами такой схемы (высокая надежность, эффективное регулирование отборов газа) она отличалась большей металлоемкостью и значительными затратами на строительство и эксплуатацию. На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на месторождениях Тюменской области и исходя из технико-экономических расчетов для Комсомольского газового месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к коллекторам. Такая схема сбора газа по сравнению с лучевой позволила снизить металлоемкость до 25%, более чем в два раза сократить общую протяженность газосборных сетей, уменьшить площадь отводимых на время строительства земель, снизить расход изоляционных материалов, железобетонных утяжелителей и нетканых синтетических материалов. Впервые в практике проектирования и строительства газосборных сетей на промысле использованы шлейфы диаметром до 1020 мм.
Коллекторной схемой сбора и транспорта газа обеспечивается стабильный, безгидратный режим работы газосборных сетей. Минимальная температура газа в любой точке газосборных сетей превышает равновесную температуру гидратообразования на 5-8°С.
4. Основной особенностью центральной УКПГ является большая концентрация мощностей по подготовке газа, составляющая 32млрд.м3/год, сегодня - это одна из самых крупных из действующих в настоящее время установок на газодобывающих предприятиях ОАО "Газпром". Все мощности по подготовке газа УКПГ сконцентрированы на восточном куполе месторождения.
5. В качестве абсорбента на УКПГ в первые годы эксплуатации использовался диэтиленгликоль. В настоящее время произведена его замена на триэтиленгликоль, в результате чего улучшились процессы осушки газа и регенерации абсорбента и главное, потери абсорбента от уноса с газом снизились до 5-7г на 1000м3/газа (нормативные потери в соответствии с требованиями ВНТП01-81 допускаются до 20г на 1000м3/газа).
6. Проводимая в настоящее время модернизация абсорберов обеспечивает уменьшение потерь абсорбента в результате уноса с осушенным газом до 0,4 г на 1000 м3 газа, а также продление периода эксплуатации дожимной компрессорной станции в режиме подключения "после УКПГ', что положительно влияет на эксплуатацию газоперекачи-вающих агрегатов (ГПА) и отодвигает сроки строительства установки очистки газа на ДКС.
7. На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.
8. Основным достоинством построенной на восточном куполе ДКС является применение агрегатов ГПА-Ц-16 с удлиненным корпусом нагнетателя, позволяющим размещать в нем проточные части с различными степенями сжатия газа: 1,25; 1,44; 1,70; 2,20. Применение ГПА с высокими степенями сжатия газа способствует уменьшению общего количества ступеней сжатия ДКС в целом, количество ГПА и аппаратов воздушного охлаждения газа, затраты по топливному газу и электроэнергии, смазочным маслам; использованию параллельной системы подключения ГПА; значительному упрощению технологической обвязки ДКС.
9. Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 972млн.руб. - капиталовложений и 183млн.руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.
10. Опыт разработки месторождения доказал высокую эффективность принятых при проектировании научно-технических решений. На протяжении всего периода эксплуатации промысел функционирует стабильно, плановые показатели добычи выдерживаются в полном объеме, фактические параметры разработки в целом соответствуют проектным. Достигнута самая низкая в отрасли себестоимость добычи газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Добыча углеводородного сырья на севере Тюменской области началась с пуска в эксплуатацию Медвежьего месторождения в 1972г. На сегодняшний день в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области предприятиями ОАО «Газпром» эксплуатируются 11 газодобывающих объектов. Это Вынгапуровское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Юбилейное, Ямсовейское, Губкинское, Заполярное, Вынгаяхинское месторождения. Разработку месторождений ведут ООО: Надымгазпром, Ямбурггаздобыча, Уренгойгазпром, Ноябрьскгаздобыча. В частности, ООО «Ноябрьскгаздобыча» разрабатывает Вынгапуровское (с 1978г.), Комосмольское (с 1993г.), Западно-Таркосалинское (с.1996г.), Губкинское (с 1999г.), Вынгаяхинскоге (с 2003г.). В 2004г. намечен пуск в эксплуатацию Еты-Пуровского месторождения.
В последнее время все больше внимания уделяется эксплуатации средних, по запасам газовых залежей, которые имеют отличные от уникальных месторождений типа Уренгойского, условия эксплуатации и отличаются методами контроля, анализа и управления разработкой. Под средними по запасам газа месторождениями автором понимаются резервуары, содержащие запасы газа ЗОО-800 млрд.м3, т.е. средними они являются только по меркам Западной Сибири.
Вклад в общую добычу газа с таких объектов в баланс газовой отрасли весьма ощутим. Например, в 2003г. добыча газа по ООО «Ноябрьскгаздобыча» составила 65,74 млрд.м3 газа, в том числе по Вынгапуровскому, Комсомольскому, Западно-Таркосалинскому, Губкинскому и Вынгаяхинского месторождениям, соответственно: 3,53; 31,15; 15,11; 15,21 и 0,89 млрд.м3 природного газа в год.
Автором, на основе анализа многолетнего опыта освоения и эксплуатации таких залежей, поставлена задача выявления узких мест в их разработке и эксплуатации и усовершенствования техники и технологий эксплуатации систем добычи газа и конструкций применяемого оборудования скважин и промыслов.
Актуальность настоящей работы обусловлена тем фактом, что в настоящее время и в будущем обеспечение стабильной работы газовой отрасли в заключительной степени будет зависеть от технико-экономических показателей разработки средних по запасам месторождений и совершенствования работы систем добычи, сбора, подготовки и транспорта газа.
Накопленный опыт позволил обобщить некоторые особенности обустройства и разработки сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. Одним из главных факторов, определяющих стратегию и тактику освоения газовых месторождений на Крайнем Севере являются огромные размеры структур, по площади измеряющиеся сотнями и тысячами квадратных километров. При этом, залежи в плане могут иметь различную конфигурацию: округлую (Вынгапуровское, Западно-Таркосалинское), вытянутую (Медвежье, Уренгойское), сложную (Ямбургское, Комсомольское месторождения). Естественно, что большие размеры структур предопределяют необходимость поэтапного освоения месторождений. Так, например, разница во времени пуска южного и северного участков Медвежьего месторождения составила семь лет. Это накладывает особые условия на реализацию мероприятий, направленных на регулирование разработки по причинам дифференциации запаса пластовой энергии давлений на различных участках залежей, внутри пластовых перетоков газа, различных темпов обводнения продуктивных горизонтов и т.д.
Практически все сеноманские газовые залежи являются водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности. Данная особенность обуславливает необходимость дифференцированной схемы вскрытия продуктивных горизонтов, с целью равномерной отработки разреза и предотвращения преждевременного прорыва пластовой воды к забоям скважин. Такая схема предполагает перфорацию скважин в различных частях разреза и остановку забоя выше начального ГВК. При проектировании разработки сеноманских газовых залежей задача оптимизации вскрытия пласта является одной из наиболее сложных. Проблема усугубляется еще и тем, что в последние годы абсолютное большинство эксплуатационных скважин бурится наклонно-направленным способом, что накладывает отпечаток на качество крепления скважин, эффективность методов контроля за работой скважины и затрудняет моделирование разработки.
Указанные особенности геологического строения, освоения и разработки северных месторождений и связанные с ними новые научно-технические решения необходимо было учесть при проектировании и обустройстве сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения. С 1993г. месторождение находится в промышленной разработке. В период 1988-1996гг. велось разбуривание восточного и западного куполов, в 1997г. начато бурение в северной части месторождения. К концу 2000г. были пробурены все предусмотренные проектом разработки эксплуатационные и наблюдательные скважины. Данными эксплуатационного бурения в целом подтверждена принятая ранее геологическая модель месторождения, величина запасов газа и их распределение по площади.
ООО «Ноябрьскгаздобыча» ведет разработку и обустройство сеноманских газовых залежей шести месторождений: Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Губкинского, Вынгаяхинского и Еты-Пуровского (по плану ввод - 2004г.).
Сеноманская залежь Вынгапуровского месторождения введена в эксплуатацию в 1978г. в соответствии с "Проектом опытно-промышленной эксплуатации", на годовой отбор 15 млрд.м3 с фондом эксплуатационных скважин 116 единиц, исходя из утвержденных на тот момент запасов газа в объеме 291,2млрд.м3. Позже запасы газа были пересчитаны и утверждены в объеме 415млрд.м3.
Начальные запасы газа сеноманской залежи Комсомольского месторождения впервые утверждены в 1969г. в объеме З77,6млрд.м3 по категории B+Ci. Впоследствии, с учетом данных дополнительно пробуренных скважин, ГКЗ СССР в 1987г. переутвердила запасы газа в объеме 773,58млрд.м3 по категории Ci. Месторождение находится в разработке с января 1993 г. в соответствии с проектом, предусматривающим годовой отбор З2млрд.м3, первоочередное освоение восточного купола с годовым отбором газа 25млрд.м3 и поэтапный ввод залежи западного и северного куполов с объемами добычи соответственно 5 и 2млрд.м3 в год. Общий фонд скважин - 160 единиц в т.ч. 92, 38 и 30, соответственно на восточном, западном и северном куполах.
Первым в разработку в 1993г. введен восточный купол, на котором уровни годовых отборов составляли более 26 млрд.м . За 2003г. отбор газа составил 21,02млрд.м3 (против 22млрд.м3 по проекту). На 01.01.04г. с начала разработки отобрано 247,05млрд.м3 газа (или 46,7% от запасов восточного купола). В работе находится 90 эксплуатационных скважин, средний дебит которых составляет 713тыс.м3/сут, что практически соответствует проектному.
Западный купол введен в разработку в апреле 1996г. Суммарный отбор газа на 01.01.2004г. составил 48,19млрд.м3 (или 32,3% от запасов западного купола). Добыча газа за 2003г. составила б.ЗЗмлрд.м3, что на 9,6% ниже проектного уровня. В работе находится 39 скважин, работающих со средним дебитом 447тыс.м3/сут, что ниже проектного на 14%.
С декабря 1999г. введена в промышленную эксплуатацию третья очередь газового промысла - северный купол. За 2003г. отобрано З,65млрд.м3 , что на 21,7% больше проектного. Накопленная добыча газа по состоянию на 01.01.2004г. составила 13,41 млрд.м3, что ниже проектной на 5,59млрд.м3 и объясняется отставанием ввода северного купола на три года. В работе находится 28 скважин (против 30 по проекту) со средним дебитом З60тыс.м3/сут.
Суммарный отбор газа на Комсомольском месторождении составил З08,65млрд.м3, или 39,7% от утвержденных запасов и на 11,55млрд.м3 отстает от проектного уровня.
Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения свидетельствует о том, что ранее принятые проектные решения нуждаются в корректировке. Так на восточном участке залежи отмечается интенсивное вторжение пластовой воды в газовую залежь, что ограничивает возможности добычи газа. Более того, в ближайшей перспективе ожидается полная остановка скважин куста 103 по причине их обводнения из-за неконтролируемого перетока пластовых вод по стволу аварийной разведочной скважины 382, расположенной в непосредственной близости от этого куста. Пропускная способность межпромыслового коллектора в настоящее время не позволяет отбирать с западного купола 7млрд.м3 газа ежегодно. С осени 2003г. к УППГ западного купола осуществляется подача газа с Северо-Комсомольского месторождения, что также требует пересмотра объемов добычи газа на этом участке в меньшую сторону. С другой стороны, по причине более позднего ввода в эксплуатацию северного участка, здесь имеется запас пластовой энергии, который может обеспечить, по крайней мере несколько ближайших лет, повышенные уровни отборов газа. Центральный участок также характеризуется повышенными значениями текущих пластовых давлений, обусловленных слабым дренированием, что требует организации здесь дополнительной добычи газа.
Сеноманская залежь Западно-Таркосал и некого месторождения введена в эксплуатацию в 1996 году в соответствии с "Проектом разработки .", на годовой отбор 15млрд.м3 исходя из утвержденных запасов в объеме 381 млрд.м3. В 2001 году с учетом новых данных о геологическом строении сеноманской газовой залежи подготовлен пересчет запасов свободного газа объемным методом. Начальные балансовые запасы газа согласно пересчета составили З25млрд.м3 и уменьшились на 56,0млрд.м3 или на 14,7% по сравнению с утвержденными в ГКЗ в 1990г.
Газовая залежь Губкинского месторождения введена в разработку в июле 1999г. в соответствии с Проектом разработки, выполненным на уточненные запасы газа, с уровнем годовой добычи 13млрд.м3, 79 эксплуатационными скважинами на южном участке (основном по запасам) и 15 - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предполагался на поздней стадии разработки для поддержания уровней постоянных отборов газа. Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500тыс.м3/сут, на северном - 212тыс.м3/сут. Разбуривание южного участка осуществлено наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте. Годовая добыча газа в объеме 15 млрд.м3 при существующем фонде 74 эксплуатационных скважины обеспечивается разработкой залежи до 2008г. По состоянию на 01.01.2004г. общий фонд 89 скважин, в т.ч. 74 эксплуатационных, 12 наблюдательных и две поглощающих.
Вынгаяхинское месторождение находится в эксплуатации с октября 2003г. Действующим проектным документом является «Проект разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения». Утвержденные ГКЗ в 1984г. запасы газа по основной залежи в объеме 106,287млрд.м3 категории С-i приняты для проектирования. По проекту предусматривается уровень годовых отборов в период постоянной добычи 5млрд.м3 при эксплуатационном фонде 33 скважины, объединенных в 14 кустов по 2-3 скважины. Средний дебит одной скважины 447тыс.м3/сут, депрессия на пласт - 0,098 - 0,167 МПа. На 01.01.2004г. общий фонд скважин - 42 единицы, из них 33 действующих, т.е. введен в эксплуатацию весь проектный фонд, семь наблюдательных и две поглощающие. Дебиты скважин изменяются от З90тыс.м3/сут до 664тыс.м3/сут, составляя в среднем 498тыс.м3/сут при средней депрессии на пласт 0,078 МПа. Текущее пластовое давление равно 7,45 МПа, что выше проектного на 0,1 МПа, а устьевое 6,76 МПа при 6,62 по проекту. Накопленный отбор газа по всей газовой залежи на 01.01.2004г. составил 0,903млрд.м3 (0,8% от запасов газа) при 1 млрд.м3 по проекту.
Сеноманская газовая залежь Еты-Пуровского месторождения не разрабатывается. Ввод в разработку по лицензионному соглашению - 2005г., планируемый 2004г., утвержденные ГКЗ в 1997 году запасы газа в объеме 299,488млрд.м3 категории Ci приняты для проектирования По проекту предусматривается уровень годовой добычи 15млрд.м3 при эксплуатационном фонде 87 скважин, объединенных в 20 кустов (по 3-5 скважин в кусте). Средний проектный дебит скважин в период постоянных отборов 507тыс.м3/сут. Депрессия на пласт 0,12 - 0,2 МПа. Срок разработки - 28 лет, отбор составит 276,8млрд.м3 или 92,4% от утвержденных начальных запасов газа. По состоянию на 17.03.2004г. пробурено 24 скважины, освоено 17 скважин.
В связи с тем, что промысл ово-геологические характеристики Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений близки между собой, а залежи расположены в непосредственной близости друг от друга (порядка 40 км) рекомендовано объединить подготовку, компримирование и транспорт газа в единый газодобывающий комплекс на Вынгаяхинском месторождении. Это позволит значительно сократить капитальные вложения в обустройство промысла и снизить эксплуатационные затраты.
Самый старый в ООО «Ноябрьскгаздобыча» Вынгапуровский газовый промысел и, следовательно, требующий наибольших трудовых и материальных затрат для обеспечения надежной работы. Эксплуатация Вынгапуровского месторождения начата в 1978г. В 1985г. введена дожимная компрессорная станция. Газосборные сети выполнены по лучевой схеме. Диаметр газопроводов от 150 до 400 мм. Число скважин, подключенных к каждому шлейфу, различно - от 2 до 6. Газопроводы газосборной системы построены и введены в эксплуатацию в период с 1977 по 1981гг.
Основная проблема при эксплуатации скважин в настоящее время обусловлена снижением дебитов и обводнением газонасыщенных интервалов.
Основным способом борьбы с жидкостью остается периодическая продувка скважин на факел для выноса с забоя накопившейся жидкости, а при прогрессировании поступления жидкости - остановка скважины для проведения капитального ремонта и изоляционных работ.
Наличие жидкости, ее скопление в полостях шлейфов оказывает существенное влияние на гидравлический режим трубопроводов и, соответственно, на продуктивные характеристики скважин. С целью снижения влияния этих факторов на ряде направлений при участии автора проведены работы по объединению шлейфов.
Наибольшему физическому износу за время эксплуатации подверглось технологическое оборудование цеха регенерации гликоля. Особенно это касается так называемых «горячих» насосов, конденсаторов-холодильников и испарителей. Большому коррозионному износу подверглось оборудование системы охлаждения. В связи с частыми порывами трубных пучков испарителей, коррозии трубопроводов, теплообменного оборудования системы охлаждения, конденсаторов-холодильников наблюдался повышенный расход ДЭГа.
Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых научных и технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.
Впервые на Комсомольском месторождении была реализована идея разбуривания залежи укрупненными кустами наклонно-направленных скважин, что положительно сказалось как на технико-экономических показателях разработки, так и уменьшило отрицательное воздействие производственной деятельности на окружающую среду. Сегодня на восточном куполе эксплуатируются кусты из 5-7 скважин.
На начальном этапе освоения газовых месторождений севера Тюменской области в основном применялась лучевая схема сбора газа на промыслах по индивидуальным шлейфам от каждого куста или скважины. Наряду с очевидными преимуществами такой схемы (высокая надежность, эффективное регулирование отборов газа) она отличалась большей металлоемкостью и значительными затратами на строительство и эксплуатацию. На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на месторождениях Тюменской области и исходя из технико-экономических расчетов для Комсомольского газового месторождения принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к коллекторам. Такая схема сбора газа по сравнению с лучевой позволила снизить металлоемкость на 25%, более чем в два раза сократить общую протяженность газосборных сетей, уменьшить площадь отводимых на время строительства земель, снизить расход изоляционных материалов, железобетонных утяжелителей и нетканых синтетических материалов. Впервые в практике проектирования и строительства газосборных сетей на промысле использованы шлейфы с увеличенным диаметром до 1020 мм. Существующей схемой сбора газа обеспечивается стабильный, безгидратный режим работы газосборных сетей. Минимальная температура газа в любой точке газосборных сетей превышает равновесную температуру гидратообразования на 5-8°С.
Основной особенностью центральной УКПГ является большая концентрация мощностей по подготовке газа, составляющая 32млрд.м3/год, сегодня - это одна из самых крупных из действующих в настоящее время установок. Все мощности УКПГ сконцентрированы на восточном куполе месторождения.
В качестве абсорбента на УКПГ в первые годы эксплуатации использовался диэтиленгликоль. По рекомендации автора произведена его замена на триэтиленгликоль, в результате чего улучшились процессы осушки газа и регенерации абсорбента и главное, потери абсорбента от уноса с газом снизились в 3-4 раза.
На установке комплексной подготовки газа впервые в отрасли в качестве контактного устройства в многофункциональном аппарате осушки газа была использована структурированная насадка типа "Меллапак-250и известной фирмы "Зульцер".
На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин.
На месторождении идея бескомпрессорного внутрипромыслового транспорта газа реализована в полной мере, так как компримирование газа сосредоточено на одной площадке с центральной УКПГ, расположенной на восточном куполе. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.
Основным достоинством построенной на восточном куполе ДКС является применение агрегатов ГПА-Ц-16 с удлиненным корпусом нагнетателя, позволяющим размещать в нем проточные части с различными степенями сжатия газа. Применение ГПА с высокими степенями сжатия газа способствует уменьшению общего количества ступеней сжатия ДКС в. целом, количество ГПА и аппаратов воздушного охлаждения газа, затраты по топливному газу и электроэнергии, смазочным маслам; использованию параллельной системы подключения ГПА; значительному упрощению технологической обвязки ДКС.
Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 972млн.руб. - капиталовложений и 183млн.руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.
Опыт разработки месторождения доказал высокую эффективность принятых при проектировании научно-технических решений. На протяжении всего периода эксплуатации промысел функционирует стабильно, плановые показатели добычи выдерживаются в полном объеме, фактические параметры разработки в целом соответствуют проектным. Достигнута самая низкая в отрасли себестоимость добычи газа.
Результаты авторских исследований и разработок позволили сделать следующие выводы и предложения.
1. Одним из главных факторов, определяющих стратегию и тактику освоения газовых месторождений на Крайнем Севере являются неразвитость инфраструктуры, низкая степень геологической изученности, большие запасы газа, гигантские размеры структур, по площади измеряющиеся сотнями и тысячами квадратных километров. При этом, залежи в плане могут иметь различную конфигурацию: округлую (Вынгапуровское месторождение), вытянутую (Уренгойское), сложную, как, например Комсомольское месторождение.
2. Характерной особенностью сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения является наличие нескольких относительно обособленных участков (куполов). Структура в тектоническом плане представляет собой четыре купола: восточный, западный, северный и центральный. Предложенная для обустройства централизованная схема подготовки газа на одном участке, наряду с уменьшением объемов капитальных вложений в обустройство промысла, позволила существенно снизить затраты на эксплуатацию месторождения.
3. Летние ремонтно-профилактические остановки промысла отрицательно сказываются на уровнях добычи газа, производительности и технологических режимах работы эксплуатационных скважин.
4. Отмечается недостаточное дренирование залежи в районе центрального купола, что предопределяет необходимость его скорейшего освоения. Проектный уровень годовой добычи газа З2млрд.м3 может быть достигнут только за счет разбуривания центрального купола.
5. На Комсомольском месторождении впервые в условиях севера Тюменской области реализована идея предварительной подготовки газа, добываемого на западном и северном куполах месторождения на УППГ, расположенных непосредственно в районах размещения эксплуатационных скважин. До центральной УКПГ с западного и северного куполов газ транспортируется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося за период освоения месторождения.
6. В проектах разработки и освоения новых месторождений необходимо изначально предусматривать мероприятия по добыче и подготовке низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации.
7. Предложенный автором способ безпакерной эксплуатации скважин позволяет обеспечить нормальную работу добывающей скважины, пробуренной в ММП без использования пакера, что сокращает затраты времени на ввод скважины в эксплуатацию и повышает безопасность работ.
8. Новая регулярная насадка конструкции ЦКБН, внедренная в производство при непосредственном участии автора, по техническим показателям не уступает лучшим зарубежным образцам регулярных насадок, и позволяет уменьшить высоту и металлоемкость аппаратов, или использовать потенциальный резерв по высоте абсорбера для увеличения массообменной секции с целью обеспечения более глубокой степени осушки газа при повышенных температурах, например, в компрессорный период эксплуатации месторождений.
9. Испытания регулярной насадки в абсорбере диаметром 1800 мм уверенно подтверждают вывод о возможности исключения из промышленной практики такого показателя как межремонтный ресурс работы абсорбера осушки газа, обусловленный периодической заменой материала фильтрующих элементов.
10. Для условий газового промысла Комсомольского месторождения, экономический эффект проявляется во внедрении в практику обустройства и эксплуатации следующих мероприятий:
- коллекторная телескопическая схема внутрипромыслового сбора газа, позволяющая сократить металлоемкость шлейфов и коллекторов и обеспечить безгидратный режим их эксплуатации; единая дожимная компрессорная станция большой мощности, обеспечивающая экономию капитальных вложений и эксплуатационных затрат;
- модернизация системы подготовки газа к дальнейшему транспорту путем установки на абсорберах структурированной насадки, позволяющей увеличить пропускную способность технологических линий на 10-15% и сократить расход абсорбента;
- строительство и эксплуатация большой по производительности УКПГ на З2млрд.м3 подготовки газа в год.
- строительство и эксплуатация установок предварительной подготовки газа на западном и северном куполах. Установленные на УППГ вертикальные сепараторы (990-1К-00-000) позволяют в 2,5 раза снизить влагосодержание газа и обеспечить устойчивый термо- и газодинамический режим работы межпромысловых коллекторов.
11. Практическое использование достижений научно-технического прогресса, представленных в настоящей работе с начала эксплуатации месторождения, позволило сэкономить 97млн.руб. - капиталовложений и 183млн.руб. эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования экономический эффект оценивается суммой ЗЭЗмлн.руб.
12. Сеноманская газовая залежь Комсомольского месторождения и построенный здесь газовый промысел явились уникальным объектом для апробации передовых технических решений, направленных на повышение эффективности добычи природного газа. Характерной особенностью залежи является наличие нескольких относительно обособленных участков залежи. Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный. Традиционная схема обустройства такого месторождения предполагала разработку каждого купола как самостоятельного объекта. Однако детальный анализ геологического строения и результаты математического моделирования поведения залежи в процессе разработки позволили существенно модернизировать схему добычи газа и выбрать оптимальный вариант освоения и эксплуатации месторождения.
Капитальные вложения в прокладку газосборных сетей
Наименование работ, затрат Сметная стоимость
1991г. тыс.р 1.04.2001г. млн.р
Базовый вариант
Восточный купол d=377MM, 12,00 км 1863,58 39,14 d=325MM, 93,00 км 13606,09 285,73
Северный купол d=219MM, 16,95 км 1972,35 41,42 d=159MM, 57,29 км 5849,42 122,84
Западный купол d=219MM, 60,07 км 6989,93 146,79 d=159MM, 7,76 км 792,31 16,64
Метанолопроводы й=57мм, 70,33 км (Восточный купол) 1336,69 28,07 d=57MM, 69,66 км (Северный купол) 1323,96 27,80
Итого по базовому варианту 33734,33 708,42
Принятый вариант
Восточный купол d= 1020мм, 3,63 км 2746,41 57,67 d=720MM, 10,24 км 3933,16 82,60 d=530MM, 6,26 км 1313,47 27,58 d=377MM, 2,17 км 337,00 7,08 d=325MM, 22,86 км 3344,46 70,23
Северный купол d=426MM, 5,17 км 872,05 18,31 d=325MM, 4,36 км 637,88 13,40 d=273MM, 6,59 км 817,38 17,16 d=219MM, 9,77 км 1136,87 23,87 d= 159мм, 6,04 км 616,70 12,95
Западный купол d=426MM, 4,72 км 796,15 16,72 d=325MM, 12,66 км 1852,18 38,90 d=219MM, 9,29 км 1081,01' 22,70 d= 159мм, 2,53 км 258,32 5,42
Метанолопроводы d=57MM, 30,25 км (Восточный купол) 574,93 12,07 d=57MM, 29,96 км (Северный купол) 569,42 11,96
Итого по принятому варианту 20887,39 438,64 • *
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кононов, Алексей Викторович, Москва
1. Резуненко В.И. Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации Уренгойского месторождения. Материалы конференции «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса».- М.; Недра.-С. 3-8.
2. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М.: 1983.
3. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник / Под ред. М.М. Ивановой.-М.: Недра, 1983.
4. Справочник по нефтепромысловой геологии / Н.Е. Быков, А.Я. Фурсов-М.: Недра, 1985.- 223 с.
5. Геологические отчеты за 1990-2003 гг.- Ноябрьск: (ООО «Ноябрьскгаздобыча»).
6. Лапердин А.Н., Юшков Ю.Ф., Маслов В.Н. Бурение скважин в осложненных условиях и оптимизация производственных процессов добычи нефти и газа // Экспресс-информация. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений.- № 11.-1987.
7. Рамазанов И.Д., Лапердин А.Н. Горизонтальное бурение как способ повышения продуктивных скважин // Проблемы повышения газо-, конденсато- и нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири: Сб. науч. тр. НПП «Тюменгазтехнология».- Тюмень: 1991.- С. 9-16.
8. Лапердин А.Н., Кононов А.В. Особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2001.- № 4.- С. 104-108.
9. Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторожденияг Отчет о НИР^ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.- Тюмень: 1996. 295 е.: ил.
10. Корректировка проекта разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосал и некого месторождения и Дополнения к проекту: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин,-Тюмень: 1999.-217 е.: ил.
11. Положительное решение по з. №99125064 Способ разработки газового месторождения. /В.И. Кононов, А.И. Березняков, Г.И. Облеков, В.Н. Гордеев, А.С. Гацолаев, А.Н. Харитонов, (приоритет от 22.11.1999 г.).
12. Coats К.Н. Implicit Compositional Simulation of Single Porosity and Dual Porosity Reservoirs, SPE paper 18427, presented at the SPE Sumposium on Reservoir Simulation, Houston, Texas, February 6-8,1989.
13. Лапердин A.H., Маслов B.H., Кислова В.И. и др. Опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Тюменской области // Науч.-техн. обзор Сер. Передовой опыт в га^рврй промышленности.- М.: ВНИИЭгазпром, 1984.-Вып.З, С. 44.
14. Лапердин А.Н., Маслов. В.Н. Гацолаев А. С. Разработка газовых залежей в условиях обводнения // Тез. докл. Всесоюзной науч.-технич. конф. "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки".- Тюмень: 1985.-С. 39.
15. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов.- М.: Недра, 1999.-659 с.
16. Правила разработки газовых и газоконденеатных месторождений.- М.: Недра, 1971.-103 с.
17. Лапердин А.Н., Рамазанов И.Д. Уточнение начальных запасов свободного газа // Газовая промышленности М.: 2000.- № 9. - С. 21-24.
18. Черных В.А. Методика обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. М.: ВНИИГаз, 1999. - 59 с.
19. Кирсанов С.А. Совершенствование методов обоснования рациональных режимов эксплуатации газовых и газоконденеатных скважин. Автореф. дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук.- Тюмень: «ТюмГНГУ», 2003.
20. Лапердин А.Н., Кононов А.В. Особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири. М.: НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»: «ИРЦ Газпром». №4. -2001.
21. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Влияние растворенного в пластовых водах таза на обводнение газовых залежей. М.: Недра-Бизнесцентр, 1999.-124 с.
22. Ершов А.В. Компьютерная технология геолого-промыслового обоснования методов эффективного регулирования разработки. Автореф. дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук,- Тюмень: «ТюмГНГУ», 2002.
23. Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.- Тюмень: 1991. 376 с.
24. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Меркушев М.И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их состоянию. М.: ИРЦ Газпром, 2000. -С.243.
25. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенство технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении II Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.
26. Корректировка технологических показателей разработки Вынгапуровского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.- Тюмень: 2003. 298 с.
27. Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.-Тюмень: 2003. 305 с.
28. Уточненный проект разработки сеноманской залежи Западно-Таркосалинского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.- Тюмень: 2002. 325 с.
29. Коррективы к проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.- Тюмень: 2002. 466 с.
30. Проект разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.-Тюмень: 1999. 339 с.
31. Проект разработки сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения. Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин.-Тюмень: 2000 г. 281 с.
32. Лапердин А.Н. Комплексное использование гидродинамических и промысловых методов для уточнения запасов газа // Тез. докл. областной науч.-технич. конф. «Нефть и газ Западной Сибири».- Тюмень: 1983. С. 31.
33. Кононов А.В. Особенности и перспективы разработки газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпррм, 2004.- Вып. 7.- 32 с.
34. Оценка начальных и текущих запасов свободного газа сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения по состоянию на 01.01.2003 г. Отчет ОАО «ЗапСибГеоНАЦ».- Тюмень: 2003,- 867с.
35. Инструкция по комплексному исследованию скважин.- М.: ВНИИГАЗ, 1980.-301 с.
36. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома. — М.: 1981. Вып. 10. С. 48-51.
37. Проект разработки Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.Н. Лапердин- Тюмень: 1998. 194 с.
38. Пат. № 2188304 РФ. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин / А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, Л.С. Чугунов и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы.- М.: Академия горных наук. 1999,- С.145-154.
39. Гацолаев А.С., Кирсанов С.А. Целесообразность и технологическая возможность остановки части добывающих скважин Ямбургского ГКМ на летний период // Известия вузов «Нефть и Газ»- Тюмень: ТюмГНГУ1998.- № 5, С. 60-62.
40. Кирсанов С.А. Выбор оптимального технологического режима работы скважин на примере Ямбургского месторождения / Аннотированный сб. конкурсных работ аспирантов и специалистов РАО «ГАЗПРОМ».- М.: ВНИИГАЗ, 1998.1. С. 53-55.
41. Лапердин А.Н., Кононов А.В., Меркушев М.И., Галькович М.И., Ермилов О.М. и др. Современные научно-технические решения при разработке и обустройстве Комсомольского месторождения.- М.: ИРЦ Газпром, 2001.- 37 с.
42. Методика контроля технического состояния эксплуатационных скважин. М.: ИРЦ Газпром, ВНИИГАЗ, 2000.- 70 с.
43. Кононов А.В. Технико-экономическое обоснование проектных решений по разработке и эксплуатации сеноманских газовых залежей // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2004.- Вып. 8.- 36 с.
44. Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на 20012003гг.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз.- 2000.-136 с.
45. Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Коррективы к проекту разработки сеноманской залежи Губкинского месторождения.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз 2003.- 508 с.-------------------------------------------------------------------
46. Модернизация абсорбера осушки газа диаметром 1800 мм / Гибкин В.И., Зиберт Г.К., Клюйко В.В., Кононов А.В., Минликаев В.З., Кульков А.Н. // М.: Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003. № 9.- С. 15-16.
47. Испытания отечественной газовой насадки в условиях газового промысла / Г.К. Зибер, В.И. Гибкин, Н.И. Кабанов, В.З. Минликаев, Р.Х. Акчурин, А.В. Кононов // М.: Химическое и нефтегазовое машиностроение, 200Q.- № 11.- С. 15-17.
48. Улучшение работы абсорбера осушки газа / В.И. Гибкин, Г.К. Зиберт, Р.Х. Акчурин, А.В. Кононов // М.: Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2001.- № 10.- С. 10-12.
49. Михайловым Н.В., Березняковым А.И., Полянским К.Л., Кононов А.В.Надежность систем добычи газа. Наука и техника в газовой промышленности: Журнал.- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- № 1.- С. 39-41.
50. Калинррский Ю.В., Сливнев В.Л., Голубкин В.К. Моделирование процессов статистического конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных залежей,- М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 56 с.---------------
51. Дубина Н.И. Прогнозирование обводнения продуктивных пластов сеноманских отложений на завершающей стадии разработки. Автореф. дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук.- М.: ВНИИГАЗ, 2002.
52. Каприелов К.Л., Кононов А.В., Дмитрук В.В., Шестокова А.В. Способ оценки производительности скважин. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром, 2001.- № 6.
53. Дегтярев Б.В., Мизулин Н.Б., Кононов А.В. Методика диагностики генезиса механических примесей в потоке газа // Рефер. журнал. Геология.-М.:1990.- Вып. № 10.
54. Дегтярев Б.В., Мизулин Н.Б., Мурзалимов У.М., Кононов А.В. Геотехническая диагностика взвесей в потоке газа // Газовая промышленность.-М.: 1990.- №10.-С. 56-57.
55. СН^П 11-01-9§. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятии, зданий и сооружений.- М.: Минстрой России, 1995.
56. РД 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности,- М.: Госгортехнадзор РФ, 2003.
57. РД 057551796-240-2000. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Губкинского, Вынгаяхинскрго, Еты-Пуровского месторождений.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2002.- 200 с.
58. ППБ 01-01. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.-СПб.: ДЕАН, 2001.- 240 с.-------------------------------------------------------------
59. ВППБ 01-04-98. Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.-142 с.
60. Андреев О.Ф., Басниев К.С., Берман J1.Б. и др. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири.- М.: Недра, 1984.
61. Пат. 2190088 РФ. Способ беспакерной эксплуатации газовых скважин / А.Г. Ананенков, М.И. Галькович, А.В. Кононов, Л.С. Чугунов, А.В. Кустышев, О.М. Ермилов.- № 2002105406; Заяв. 05.06.03.; Опуб. 27.09.02; Бюл. № 27.
62. РД 00158758-230-01. Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений /
63. А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Кононов и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.
64. Ширковский А.И. Разработку и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1987.- 239 с.
65. Единая система управления охраной труда в газовой промышленности.-М.: Недра, 1986.
66. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на газ и нефть на суцде- М.: Буровая техника, 1994.
67. РД 00158758-173-95. Регламент на систему сбора, нейтрализацию и ликвидацию отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1995.- 65 с.
68. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.- М.: Изд-во стандартов, 1993.
69. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования. М.: Изд-во стандартов, 1988.
70. Пат. 2190132 РФ. Способ подготовки газа / А.Г. Ананенков, М.И. Галькович, А.В. Кононов, О.М. Ермилов, А.Н. Лапердин и др. II Опубл. 20.11.02; Бюл. № 32.
71. Березнякова Е.И. Методический подход к оценке системной надежности газодобывающих комплексов (на примере Медвежьего газового месторождения). Автореф. дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук.- М.: ВНИИГАЗ, 2002.
72. Пат. 2153915 РФ, М кл. В 01 Д 45/00 // Б.И. № 36, 10.08.2000.
73. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1999. - 88 с.
74. ВРД 39-1.12-065-2002. Регламент по составлению отчетных документов по авторскому соправождению разработки месторождений природного газа.- М.: ИРЦ Газпром.- 2002.- 28 с.
-
Кононов, Алексей Викторович
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2005
-
ВАК 25.00.17
- Создание геолого-промысловой классификации: залежей углеводородов с целью изучения структуры сырьевой базы газодобывающей отрасли
- Принципы классификации и высокоэффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
- Анализ и оптимизация разработки нефтяных месторождений на поздней стадии на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения
- Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
- Обоснование технико-технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки природного газа на севере Западной Сибири
