Освоение месторождений природного газа сопряжено с необходимостью комплексного решения технических, технологических и экологических проблем. Основным отличием освоения морского месторождения является специфика его обустройства, заключающаяся в необходимости применения гидротехнических нефтегазопромысловых сооружений и других объектов обустройства морского промысла для обеспечения сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции. Для месторождений Арктического шельфа, где освоение месторождения осложняется суровыми природно-климатическими условиями, в том числе наличием тяжелой ледовой обстановки, данное обстоятельство приобретает особо важное значение [1].
Обустройство месторождения в условиях открытого моря предполагает размещение технологического оборудования на ограниченной площади верхнего строения морской технологической платформы (ВСП). Требования, предъявляемые к массогабаритным характеристикам ВСП, обуславливают уникальность применяемого оборудования, а следовательно, его стоимость.
В технологической схеме обустройства морского месторождения, как правило, присутствует дожимная компрессорная станция (ДКС), необходимая для транспорта добываемой продукции и размещаемая, соответственно, на ВСП. В зависимости от характеристик ДКС (масса и габариты) на ВСП должна быть предусмотрена определенная площадь. При этом, в отличие от суши, здесь эта площадь должна быть предусмотрена заранее, т.е. с самого начала эксплуатации. Как следствие, массогабаритные характеристики ДКС будут существенно влиять и на нижнее основание платформы (НОП).
Поэтому для выбора рациональной стратегии развития дожимного компрессорного комплекса на морской платформе при обосновании технико-экономических показателей эффективности разработки морского газового месторождения необходимо базироваться на динамике годовой добычи газа, согласованной с изменением во времени необходимой мощности ДКС.
Определить «с ходу» величину наиболее предпочтительной мощности не представляется возможным – слишком много параметров участвует в расчетах. В связи с этим предлагается заранее перед расчетом динамики годовой добычи газа задать некоторое значение мощности ДКС, используя при этом промысловый опыт освоения аналогичных сухопутных залежей.
Таким образом, динамика добычи газа и падение устьевого давления рассчитываются с учетом потребной (заданной) мощности. При превышении заданной мощности добыча газа снижается, а устьевое давление увеличивается. В таком случае, продолжительность периода постоянной добычи газа определяется не моментом снижения устьевого давления до минимально возможного, а моментом максимальной загрузки ДКС. Далее добыча газа и устьевое давление поддерживаются такими, чтобы обеспечить эксплуатацию ДКС с максимально возможной мощностью.
Следует отметить, что при таком согласовании динамики отборов газа и загрузки мощностей ДКС накопленная добыча на момент окончания разработки практически не отличается от накопленной добычи газа, полученной без согласования. Это объясняется тем, что за счет сокращения отборов и значительного увеличения устьевого давления динамика годовой добычи становится более пологой, т.е. «то, что не добыли сначала, добудем после».
При этом динамика загрузки ДКС избавляется от «пикообразности». В условиях освоения морского месторождения данное обстоятельство существенно сказывается на объемах капитальных вложений – сокращается массогабаритные характеристики дорогостоящей стационарной платформы за счет отсутствия необходимости размещения на ней дополнительного газоперекачивающего оборудования, тем более использование которого предусматривалось на короткий период времени.
На примере одного из месторождений Обской губы представлены результаты согласования технологических показателей разработки газовой залежи и параметров дожимного компрессорного комплекса по трем вариантам в соответствии с предложенным принципом.
РИС. 1. Динамика годовых отборов газа и падения устьевого давления по варианту 1
РИС. 2. Динамика потребной мощности ДКС по варианту 1
РИС. 4. Динамика потребной мощности ДКС по варианту 2
РИС. 5. Динамика годовых отборов газа и падения устьевого давления по варианту 3
РИС. 6. Динамика потребной мощности ДКС по варианту 3
Полученные результаты свидетельствуют о достижении технологического эффекта (таблица 1). Снижение потребной мощности дожимного компрессорного комплекса на платформе способствует сокращению массогабаритных характеристик гидротехнического сооружения, что в свою очередь повышает реализуемость проекта и приводит к уменьшению объемов капитальных вложений в строительство морского добычного комплекса. При этом показатели по добыче газа существенно не изменяются, а внутренняя норма доходности при реализации проекта освоения месторождения остается на прежнем уровне.
Концепция более или менее длительного периода постоянной добычи газа не соответствует цели достижения наиболее высокого показателя экономической эффективности добычи газа для морского месторождений [2].
ТАБЛИЦА 1. Сводные технико-экономические показатели вариантов разработки
В дополнение стоит сказать, что повышению внутренней нормы доходности будут способствовать технико-технологические решения в области разработки, которые позволили бы прогнозировать более высокие уровни добычи газа на начальном этапе эксплуатации месторождений, не заботясь при этом о сохранении более или менее длительного периода постоянной добычи. Для региона, в котором создаваемая производственная инфраструктура будет единой для группы месторождений, приоритет следует отдать динамике суммарной добычи газа по всему газодобывающему комплексу, развитие которого прогнозируется на ресурсной базе нескольких месторождений. Кроме того, при комплексном подходе к обоснованию рациональной системы освоения группы месторождений (включая береговые месторождения) наиболее приемлемым вариантом технологической схемы обустройства является строительство общей береговой установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В этом случае минимизируются суммарные затраты в обустройство месторождений и упрощаются технические решения как по строительству объектов морского добычного комплекса, так и объектов, подлежащих строительству на суше.
Литература
-
Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений – 2-е изд. / Р.И. Вяхирев, Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев // Издательство Академии горных наук. – 2001.
-
К проблеме обоснования эффективных схем освоения газовых залежей в акватории Обской и Тазовской губ / Ю.Я. Чернов, А.И. Захаров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 6. – С. 34–39.
Keywords: offshore field, development and arrangement, technological parameters, booster compressor complex.
