Особенности обустройства нефтегазоконденсатных месторождений

К.И. Повышев, А.С. Коптелов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В настоящее время активно осуществляется активная разработка нефтяной части нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Основные сложности и особенности при их разработке определяются совместным залеганием в пласте нефти и газа, которые различаются по компонентному составу и физическим свойствам. При разработке нефтенасыщенной зоны происходит вторжение газа в нефтяную часть пласта с последующим его прорывом к забоям нефтяных скважин. При проектировании систем сбора, подготовки и транспорта необходимо учитывать, что основной особенностью разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений является добыча нефти из нефтяных оторочек с последующим отбором газа. Это требует особенного подхода к обустройству инфраструктуры для обеспечения максимального экономического эффекта.

Типовая схема обустройства нефтяных месторождений характеризуется:

— механизированным способом добычи с небольшим периодом фонтанирования либо его отсутствием;

— давлением сбора до 4 МПа;

— наличием коллекторной системы сбора;

— технологическими процессами подготовки нефти, к которым относятся сепарация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти.

Типовая схема обустройство месторождений природного газа включает:

— фонтанный способ добычи;

— давление сбора 6 МПа и более;

— лучевую либо смешанную систему сбора;

— технологические процессы подготовки газа: сепарацию, осушку, выделение тяжелых углеводородов (С3 +), подготовку и стабилизацию конденсата.

Таким образом, при проектировании системы сбора и подготовки на нефтегазоконденсатных месторождениях необходимо совместить два процесса (нефте- и газодобычу), при этом обеспечить их безопасность и экономическую эффективность.

Рис. 1. Динамика пластового (1), буферного (2) давлений и газового фактора (3)

При разработке концепции обустройства Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» была решена оптимизационная задача, рассмотренная в данной статье.

Яро-Яхинское месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Извлекаемые запасы категорий С1 и С2 превышают 225 млн. т нефти и 415 млрд м3 газа. Основные объекты разработки — пласты БТ — содержат нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой, нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 11 м, отмечаются высокая степень вертикальной неоднородности и слабая вертикальная анизотропия. Давление насыщения равно пластовому (30,6–33,5 МПа). Газовый фактор изменяется от 195 до 206 м3/м3. Добыча осложняется наличием прорывного газа газовой шапки, содержание которого на устье может достигать до 5000 м3/м3.

Анализ системы пласт — скважина — инфраструктура Яро-Яхинского месторождения выявил динамику показателей разработки, приведенную на рис. 1. С ростом газового фактора вследствие снижения противодавления столба жидкости в стволе скважины буферное давление на устье растет и достигает максимального значения 12,5 МПа при газовом факторе 2000 м3/м3. В этот момент начинается переход от добычи нефти к добыче газа. В условиях разной динамики ввода скважин и роста буферного давления в системе пласт — скважина — инфраструктура возникают следующие негативные факторы (типовая схема обустройства нефтяного месторождения):

— кратный рост давления в системе сборных трубопроводов;

— снижение добычи из фонтанирующих скважин;

— повышение рисков разгерметизации системы трубопроводов.

Рис. 2. Схемы распределения потоков на кустовой площадке по вариантам 1 (а), 2 (б) и 3 (в): УКПГ — установка комплексной подготовки газа; УПН — установка подготовки газа; ГС — газовый сепаратор; ЗУ — замерная установка; М — манометр; БПГ — блок подготовки газа; БДХР — блок дозирования химических реагентов

Для обеспечения максимальной эффективности разработки Яро-Яхинского месторождения специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» были рассмотрены следующе варианты системы сбора.

Вариант 1 — однотрубная система сбора (типовая), приведенная на рис. 2, а.

Продукция всех нефтяных скважин поступает на УПН. При прорыве газа на устье скважин устанавливают штуцер для поддержания линейного давления в системе сбора не более 3 МПа.

Вариант 2 — однотрубная система сбора с использованием системы газосборных коллекторов (см. рис. 2, б). Вариант предусматривает работу всего фонда нефтяных скважин на УПН. При прорыве газа скважины переводятся на кустовой сепаратор, в котором происходит разделение потока: газ под высоким давлением (11 МПа) направляется в газопровод и далее на УКПГ, жидкость штуцируется до давления 3 МПа и транспортируется в нефтесборный коллектор.

Рис. 3. Динамика добычи нефти (а) и газа (б) газа по вариантам системы сбора продукции скважин

Вариант 3 — двухтрубная система сбора (см. рис. 2, в).

Вариант предусматривает три направления сбора скважинной продукции:

1) газ с газовых скважин по газопроводу с давлением до 14 МПа поступает на вход в УКПГ;

2) нефтегазовая смесь со скважин с высоким устьевым давлением (более 10 МПа) по нефтепроводу высокого давления направляется на входные сепараторы высокого давления УПН;

3) нефтегазовая смесь со скважин с низким устьевым давлением (менее 4 МПа) по системе сбора нефти низкого давления поступает на входные сепараторы низкого давления УПН.

Условие перевода работы скважин на трубопровод высокого давления: прорыв газа из газовой шапки при газовом факторе более 2000 м3/т и давлении на устье выше 10 МПа.

Для оценки экономической эффективности с учетом рассмотренных вариантов и заданных ограничений на устье скважины была рассчитана добыча нефти и газа.

Результаты приведены на рис. 3. Расчеты показали, что вариант двухтрубной системы сбора эффективнее с точки зрения обеспечения целевых забойных давлений и достижения проектных дебитов нефти и газа.

Далее была выполнена комплексная экономическая оценка по вариантам сбора и их влияния на эффективность проекта (см. таблицу). Особенность экономической модели проекта заключается в наличии льготы по НДПИ до 2021 г., поэтому важно обеспечить максимальную добычу в течение льготного периода.


Выводы

1. Наиболее экономически обоснованным и технически безопасным для условий Яро-Яхинского месторождения является вариант двухтрубной системы сбора скважинной продукции.

2. Экономический эффект достигается благодаря обеспечению проектных целевых забойных давлений и, как следствие, профилей добычи нефти и газа.

3. Предлагаемый вариант обеспечивает гибкость и надежность системы сбора за весь период эксплуатации месторождения.

Возврат к списку